ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS
DESPACHO ERSE N.º 17/2003
O artigo 103.º do Regulamento de Relações Comerciais (RRC), aprovado através do Despacho
n.º 18 413-A/2001, de 1 de Setembro, com a última redacção que lhe foi dada pelo Despacho
n.º 9 499-A/2003, de 14 de Maio, estabeleceu que as regras a observar na implantação e operação dos
sistemas de telecontagem constam de guias de telecontagem.
O sistema de telecontagem constitui o suporte de base para a recolha e o processamento de dados
associados aos fluxos de energia eléctrica necessários para as liquidações dos relacionamentos
comerciais entre as várias entidades que constituem os sistemas eléctricos. É composto por um
conjunto de equipamentos locais que efectuam a contagem da energia transaccionada e que garantem
a memorização remota dos respectivos valores em períodos de integração determinados. Estes
equipamentos locais são dotados de capacidade de comunicação de informação entre si e com
equipamentos centrais que efectuam a recolha centralizada da informação e o subsequente
tratamento, nomeadamente para efeitos de liquidação e facturação.
O conteúdo dos guias de telecontagem é estabelecido no n.º 8 do artigo 103.º do RRC e inclui as
seguintes matérias:
a)
Especificação técnica dos equipamentos de medição e telecontagem.
b)
Procedimentos de verificação e aferição do sistema de medição.
c)
Procedimentos de verificação e manutenção do sistema de comunicações e telecontagem.
d)
Procedimentos a observar na parametrização e partilha de recolha de dados de medição.
e)
Procedimentos relativos à correcção de erros de medição, leitura e de comunicação de dados
à distância.
Nos termos do artigo 103.º do RRC, a aprovação dos Guias de Telecontagem para vigorarem no
Continente e nas Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira compete à Entidade Reguladora dos
Serviços Energéticos (ERSE).
O Guia de Telecontagem para o Continente foi recentemente aprovado pela ERSE através do
Despacho n.º 23 279-H/2003, de 28 de Novembro, na sequência de proposta conjunta da entidade
concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT) e do distribuidor vinculado em MT e AT.
Nos termos do n.º 9 do artigo 103.º do RRC, a aprovação dos Guias de Telecontagem para vigorarem
nas Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira compete à ERSE na sequência de propostas da
concessionária do transporte e distribuição do SEPA e da concessionária do transporte e distribuidor
vinculado do SEPM. Em cumprimento desta disposição, as entidades nela referidas apresentaram à
ERSE para aprovação propostas de Guia de Telecontagem, que constituem objecto do presente
despacho.
Assim, nos termos das disposições conjugadas do artigo 103.º do RRC e dos artigos 21.º e 31.º dos
Estatutos da ERSE, anexos ao Decreto-Lei n.º 97/2002, de 12 de Abril, o Conselho de Administração
da ERSE deliberou o seguinte:
a) Aprovar o Guia de Telecontagem para vigorar na Região Autónoma dos Açores, que consta do
anexo I ao presente despacho e que dele faz parte integrante.
b) Aprovar o Guia de Telecontagem para vigorar na Região Autónoma da Madeira, que consta do
anexo II ao presente despacho e que dele faz parte integrante.
c) O presente despacho entra em vigor no dia seguinte ao da sua publicação no Diário da República.
Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
11 de Dezembro de 2003
O Conselho de Administração
Dr.-Ing. António Jorge Viegas de Vasconcelos
Prof. João José Esteves Santana
Dr. Carlos Martins Robalo
ANEXO I
GUIA DE TELECONTAGEM DA REGIÃO AUTÓNOMA DOS AÇORES
1
OBJECTO
O presente Guia de Telecontagem, tem por objecto estabelecer as disposições relativas aos
equipamentos de contagem de energia eléctrica e os procedimentos associados à recolha e
tratamento da informação de contagem no Sistema Eléctrico dos Açores (SEA), incluindo
nomeadamente:
a) A especificação técnica dos equipamentos de medição e telecontagem.
b) Os procedimentos de verificação e aferição do sistema de medição.
c) Os procedimentos de verificação e manutenção do sistema de comunicações e telecontagem.
d) Os procedimentos a observar na parametrização e na partilha de acesso para recolha de
dados de medição.
e) Os procedimentos relativos à correcção de erros de medição, de leitura e de comunicação de
dados à distância.
O presente Guia de Telecontagem foi elaborado ao abrigo do n.° 9 do Artigo 103.º do Regulamento
de Relações Comerciais.
2
ÂMBITO DE APLICAÇÃO
2.1 - O presente Guia de Telecontagem aplica-se:
a) Às entidades que pretendam dispor de uma ligação física às redes do Sistema Eléctrico de
Serviço Público dos Açores (SEPA).
b) Às entidades que constituem o SEPA.
c) Às entidades que pretendam aceder ao estatuto de cliente não vinculado.
d) Aos clientes não vinculados ligados ao SEPA.
e) Aos produtores não vinculados ligados ao SEPA.
f)
Aos co-geradores que pretendam exercer o direito de fornecer energia eléctrica por acesso às
redes do SEPA, bem como as entidades que sejam por eles abastecidas, nos termos previstos
no Artigo 8.° do Decreto-Lei n.° 538/99, de 13 de Dezembro.
2.2 - O presente Guia de Telecontagem não se aplica às ligações às redes do SEPA em BT.
3
NORMAS E DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
O presente Guia de Telecontagem inclui referências aos documentos a seguir identificados, sendo
admitidas outras normas tecnicamente equivalentes:
a) Regulamento de Relações Comerciais, aprovado pela ERSE através do Despacho
n.º 18 413-A/2001, de 1 de Setembro, alterado pelos Despachos n.º 19 734-A/2002, de 5 de
Setembro e n.º 9499 - A/2003, de 8 de Maio.
b) Decreto-Lei n° 538/99, de 13 de Dezembro.
c) Decreto-Lei n° 182/95, de 27 de Julho.
d) EN 60044-1 - Instrument transformers - Part 1: Current transfomers.
e) EN 60044-2 - Instrument transformers - Part 2 : Inductive voltage transformers.
f)
IEC 60186 - Voltage transformers.
g) EN 60687 - Alternating current static watt-hour meters for active energy (classes 0,2 S and
0,5 S) (Directiva 89/336/EEC).
h) EN 61036:1996 Alternating current static watt-hour meters for active energy (classes 1 and 2)
(Directiva 89/336/EEC).
i)
EN 62056-42 - Electricity metering - Data exchange for meter reading, tariff and load control Part 42: Physical layer services and procedures for connection-oriented assynchrorous data
exchange.
j)
EN 62056-61 - Electricity metering - Data exchange for meter reading, tariff and Ioad control Part 61: Object identification system (OBIS).
k) EN 62056-62 - Electricity metering - Data exchange for meter reading, tariff and load control Part 62: Interface classes.
l)
EN 62056-51 - Electricity metering equipment - Part 51: Sotware aspects of dependability.
m) EN 62056-46 - Electricity metering - Data exchange for meter reading, tariff and load control Part 46: Data link layer using HDLC protocol.
n) EN 62056-53 - Electricity metering - Data exchange for meter reading, tariff and load control Part 53: COSEM application layer.
3.2 - Sem prejuízo do disposto no presente guia, designadamente no número anterior, não é
impedida a comercialização dos produtos, materiais, componentes e equipamentos por ele
abrangidos, desde que acompanhados de certificados emitidos com base em especificações e
procedimentos que assegurem uma qualidade equivalente à visada por este guia, por organismos
reconhecidos segundo critérios equivalentes aplicáveis no âmbito do Sistema Português de
Qualidade (SPQ), a que se refere o Decreto-Lei n.º 4/2002, de 4 de Janeiro.
4
SIGLAS E DEFINIÇÕES
No presente Guia de Telecontagem são utilizadas as seguintes siglas:
AT - Alta Tensão.
BT - Baixa Tensão.
EDA - Empresa de Electricidade dos Açores (concessionária do transporte e distribuição do
SEPA).
IPQ - Instituto Português da Qualidade.
MT - Média Tensão.
SEIA - Sistema Eléctrico Independente dos Açores.
SEA - Sistema Eléctrico dos Açores.
SENVA - Sistema Eléctrico não Vinculado dos Açores.
SEPA - Sistema Eléctrico de Serviço Público dos Açores.
TC - Transformadores de corrente.
TT - Transformadores de tensão.
UCT - Unidade Central de Telecontagem.
URT - Unidade Remota de Telecontagem.
Para efeitos de aplicação do presente Guia de Telecontagem são válidas as seguintes definições:
Alta tensão (AT) - Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kV e não é superior a 110
kV.
Baixa tensão (BT) - Tensão entre fases cujo valor eficaz é inferior ou igual a 1 kV.
Central - Instalação que converte em energia eléctrica outra forma de energia. Compreende o
conjunto dos equipamentos associados e o(os) edifício(os) que os abrigam, bem como os
transformadores principais e os transformadores auxiliares.
Cliente - Entidade que adquire energia eléctrica para consumo próprio.
Cliente não vinculado - Entidade que obteve autorização de adesão ao SENVA concedida pela
ERSE, nos termos do Regulamento de Relações Comerciais.
Co-gerador - Entidade que produz energia eléctrica e energia térmica utilizando o processo de cogeração.
Concentrador remoto - Equipamento que permite armazenar em memória local os valores de
contagem e os eventos de funcionamento ocorridos, podendo, em alguns casos também
disponibilizar tensões de comando e executar e disponibilizar tratamentos tarifários Iocais.
Consumidor - Entidade que recebe energia eléctrica para utilização própria.
Contagem - Medição de energia eléctrica num período de tempo determinado.
Distribuidor - Entidade titular de licença de distribuição de energia eléctrica.
Fornecedor - Produtor não vinculado, nos termos previstos no Decreto Legislativo Regional
26/96/A, de 24 de Setembro.
Fornecimento de energia eléctrica - Venda de energia eléctrica.
Instalação eléctrica - Conjunto dos equipamentos eléctricos utilizados na produção, no transporte,
na conversão, na distribuição e na utilização de energia eléctrica, incluindo as fontes de energia,
bem como as baterias, os condensadores e todas as outras fontes de armazenamento de energia
eléctrica.
Instalação partilhada - Instalação eléctrica em que os seus equipamentos ou os seus sistemas
pertencem a mais de uma entidade, podendo eventualmente ser utilizados em comum.
Liquidação - Apuramento dos valores económicos resultantes da participação dos agentes no
mercado de electricidade, para efeitos de facturação.
Média Tensão (MT) - Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e não é superior a 45
kV
Muito Alta Tensão (MAT) - Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kV.
Operador das Redes de Distribuição - Função da concessionária do transporte e distribuição do
SEPA que assegura a coordenação do funcionamento das instalações que constituem as redes de
distribuição.
Parametrização - Operação, que pode ser realizada localmente ou à distância, destinada a
introduzir ou a alterar os diferentes parâmetros de um equipamento de telecontagem mediante a
utilização de um software adequado. A alteração dos parâmetros ou a sua definição tem em vista
adaptar os equipamentos de telecontagem às condições específicas de cada instalação eléctrica e
pressupõe o acordo entre as partes para a definição prévia do conjunto desses parâmetros.
Ponto de entrega - Ponto da rede a partir da qual se faz a alimentação física da energia eléctrica
a qualquer entidade (consumidor ou outra rede).
Ponto de lnterligação (PI) - Ponto pré-existente da rede de distribuição, definido para efeitos de
estudo, e onde se irá ligar a instalação de uma entidade ligada à RD.
Ponto de Ligação (na RD) - Ponto que estabelece a fronteira entre a RD e a instalação de uma
entidade ligada à RD.
Ponto do Ligação (na RT) - Ponto da RT electricamente identificável, no qual uma carga e/ou
uma qualquer outra rede e/ou grupo(s) gerador(es) são ligados à rede em causa.
Posto ou período horário - Intervalo de tempo no qual a energia eléctrica é facturada ao mesmo
preço.
Produtor - Entidade responsável pela ligação à rede e exploração de um ou mais grupos
geradores.
Produtor não vinculado - Entidade titular de uma licença não vinculada de produção de energia
eléctrica.
Produtor vinculado - Entidade titular de uma licença vinculada de produção de energia eléctrica.
Rede - Conjunto de Postos Eléctricos (Subestações, Postos de Transformação ou Postos de
Corte), de linhas aéreas e subterrâneas e outros equipamentos eléctricos ligados entre si com vista
a transportar a energia eléctrica produzida pelas centrais até aos consumidores.
Rede de Distribuição (RD) - Parte da rede utilizada para transportar a energia eléctrica produzida
pelas centrais até aos consumidores, com exclusão da Rede de Transporte.
Rede de Transporte (RT) - Parte da rede utilizada para o transporte de energia eléctrica, em geral
e na maior parte dos casos, dos locais de produção para as zonas de distribuição e de consumo.
Regime Especial de Exploração - Situação em que é colocado um elemento de rede (ou uma
instalação) durante a realização de Trabalhos em Tensão ou de Trabalhos na Vizinhança de
Tensão, de modo a diminuir o risco eléctrico ou a minimizar os seus efeitos.
Sistema de Telecontagem - Sistema composto por um conjunto de equipamentos dotados de
capacidade de comunicação de informação entre si, e que constituem o suporte de base para a
recolha e processamento de dados para as liquidações dos relacionamentos comerciais entre as
várias entidades do SEA.
Unidade Central de Telecontagem (UCT) - Sistema com capacidade de comunicação
bidireccional à distância com o concentrador remoto ou com o contador (caso este integre as
funções do concentrador remoto) que permite recolher valores e armazená-los em base de dados
estruturadas para o tratamento centralizado da informação.
Unidade Remota de Telecontagem (URT) - Concentrador remoto que armazena informações de
contagem de energia de um ou vários contadores e as processa internamente, com ou sem
tarifário, dotado de capacidade de comunicação com as UCT.
5
DESCRIÇÃO GERAL DO SISTEMA
O sistema de telecontagem constitui o suporte de base para a recolha e o processamento de
dados associados aos fluxos de energia necessários para as liquidações dos relacionamentos
comerciais entre as várias entidades do SEA. É composto por um conjunto de equipamentos locais
que efectuam a medição da energia transaccionada e que garantem a memorização remota dos
respectivos valores em períodos de integração determinados. Estes equipamentos locais são
dotados de capacidade de comunicação de informação entre si e com equipamentos centrais que
efectuam a recolha centralizada da informação e o subsequente tratamento, nomeadamente para
efeitos de liquidação e facturação.
Nas instalações produtoras e consumidoras de energia eléctrica e nas fronteiras entre as Redes
de Transporte e de Distribuição é, em regra, instalado, localmente, por cada ponto fisico de
ligação, um sistema remoto de telecontagem de energia, constituído por transformadores de
medição, contadores, unidades remotas de telecontagem e respectivas ligações.
Em cada instalação deve existir, pelo menos, um concentrador remoto de dados que recolha as
informações dos diferentes contadores da instalação, proceda à sua datação e garanta a sua
memorização em memória não volátil durante um largo período de tempo.
A transmissão desta informação entre contadores e concentrador deve ser suportada em ligações
físicas permanentes, preferencialmente do tipo série.
O concentrador remoto deve, ainda, ter capacidade de detecção e memorização de alarmes de
funcionamento anormal.
Em alternativa, o contador e o concentrador remoto podem estar integrados num mesmo
equipamento.
Para garantir a qualidade da informação de medição, devem ser realizados ensaios de verificação
de contadores e respectivas ligações, efectuados por laboratório acreditado, após o que os
equipamentos e circuitos de medição devem ser selados por aquela Entidade.
As centrais de telecontagem, através de sistemas informáticos e de comunicações dotados com os
programas adequados, devem efectuar a recolha dos valores presentes nas memórias dos
concentradores remotos, armazenando-os em bases de dados estruturadas que permitam o
tratamento centralizado da informação.
A transmissão da informação entre os concentradores remotos e as centrais de telecontagem deve
ser suportada, em regra, em sistemas de telecomunicações fiáveis e económicos, designadamente
os indicados no Capítulo 7.
6
ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA DOS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO E
TELECONTAGEM
6.1
TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO
Os transformadores de medição a instalar devem possuir características adequadas ao local onde
forem montados, satisfazer às normas EN 60044-1 (para os transformadores de corrente) ou IEC
60186 e EN 60044-2 (para os transformadores de tensão) e ainda às seguintes condições
particulares:
6.1.1
TRANSFORMADORES DE TENSÃO
O valor nominal das tensões compostas do sistema trifásico de tensões secundárias deve ser
preferencialmente 100V.
A fim de garantir que não sejam excedidos os erros definidos para a respectiva classe de
exactidão, a potência de exactidão dos transformadores de tensão deve ser tal que a carga do
enrolamento dedicado à medição de energia (ou partilhado com outras aplicações) se situe sempre
entre 25% e 100% da potência de exactidão.
Os circuitos de tensão devem ser dimensionados de tal forma que a queda de tensão, desde o
transformador de tensão até ao contador, não exceda 0,1% da tensão nominal.
O enrolamento secundário dos transformadores de tensão pode ser partilhado com outros
dispositivos de medição e protecção.
No caso de o enrolamento secundário dos transformadores de tensão ser partilhado por diferentes
dispositivos de medição e de protecção, podem ser instaladas duas caixas de dispersão, uma para
a contagem da energia e outra para as restantes aplicações, de acordo com o ponto 6.1.5.
Nas ligações a 4 condutores ou com potências requisitadas iguais ou superiores a 10 MVA a
ligação das tensões ao contador deve ser feita através de 3 TT ligados em estrela com o ponto
comum à terra (conforme fig. 1 do anexo II).
Nas ligações a 3 condutores e com potências requisitadas inferiores a 10 MVA a ligação das
tensões ao contador pode ser obtida através de 2 TT montados entre fases, sendo a fase S
secundária ligada à terra (conforme fig. 4 e 5 do anexo II).
6.1.2
TRANSFORMADORES DE CORRENTE
Os transformadores de corrente de AT ou MT devem possuir um enrolamento secundário e
respectivo núcleo destinados exclusivamente à contagem de energia.
Se houver outras necessidades para além desta aplicação, os transformadores de corrente podem
ser comuns a todas essas aplicações desde que, às outras aplicações, correspondam
enrolamentos secundários (e núcleos) distintos dos da medição de energia.
Nas contagens em BT de clientes alimentados em MT, os transformadores de corrente para a
medição da energia eléctrica devem ser independentes dos usados para outras aplicações.
O valor nominal da corrente secundária deve ser 1 A ou 5 A.
A potência de exactidão dos enrolamentos de medição e o dimensionamento dos respectivos
circuitos devem ser tais que a carga do enrolamento esteja compreendida entre 25% e 100% da
potência de exactidão.
O factor de saturação do enrolamento não deve ser superior a 5.
Nas ligações a 4 condutores (com neutro) ou com potências requisitadas iguais ou superiores a 10
MVA a ligação das correntes ao contador deve ser efectuada através de 3 TC (conforme fig. 1, 2 e
5 do anexo II).
Nas ligações a 3 condutores (sem neutro) e com potências requisitadas inferiores a 10 MVA a
ligação das correntes ao contador pode ser efectuada através de 2 TC (conforme fig. 3 e 4 do
anexo II).
Em cada TC um dos terminais do enrolamento secundário deverá ser ligado à terra.
A montagem dos TC deverá ser de modo a que o contador funcione com os respectivos terminais
3, 6 e 9 ligados à terra.
6.1.3
CLASSES DE EXACTIDÃO
As classes de exactidão dos transformadores de medição serão iguais ou melhores do que as
indicadas na secção 6.3.
6.1.4
CAIXAS DE TERMINAIS DOS ENROLAMENTOS SECUNDÁRIOS
As caixas de terminais dos transformadores de medição devem ser seláveis e permitir a ligação de
condutores de cobre de secção compreendida entre 2,5 mm2 e 10 mm2.
6.1.5
CAIXAS DE DISPERSÃO OU DE REAGRUPAMENTO DE CABOS
Quando existirem caixas de reagrupamento de cabos, deve haver, por cada grupo de
transformadores de medição, uma caixa selável destinada exclusivamente à medição de energia,
independentemente da existência de outras caixas de dispersão para outras finalidades.
Em alternativa, se for usada apenas uma única caixa, a régua de terminais onde ligam os circuitos
de medição, esta deve ser dotada de dispositivo de selagem que permita selar os terminais afectos
à função medição.
6.1.6
RESERVA DE ESPAÇO
Deve ser considerado espaço para a instalação de transformadores de medição referidos no n° 4
do Artigo 101° do Regulamento de Relações Comerciais.
Para esse efeito a entidade proprietária da instalação deve acordar com o operador da rede as
características desse espaço, incluindo a sua necessidade.
6.2
6.2.1
CONTADORES
CARACTERÍSTICAS DOS CONTADORES
Os contadores a instalar para medição da energia eléctrica em instalações alimentadas em AT e
MT devem estar de acordo com o disposto no n.° 1 do Artigo 103.º do Regulamento de Relações
Comerciais, devendo satisfazer às normas EN 61036 (para os contadores das classes 1 e 2) ou
EN 60687 (para os contadores das classes 0,5 e 0,2) e devem possuir as seguintes características
mínimas:
a) serem do tipo estático e combinado para medição da energia activa e reactiva;
b) possuírem três elementos de medição, com as classes de exactidão mínimas indicadas na
secção 6.3;
c) permitirem medir as energias nos 2 sentidos, com discriminação da energia reactiva nos 4
quadrantes;
d) estarem adequados aos transformadores de medida a que estão ligados, de modo a que a
leitura seja directa, ou seja, não existam constantes de leitura;
e) terem, nas ligações MT e AT de potência inferior a 10 MVA, a programação tarifária com uma
validade mínima de três anos; por acordo entre as partes, esta exigência pode ser dispensada
ou transferida para o concentrador de telecontagem;
f)
permitirem o sincronismo do relógio interno, quando exista, a partir de um sinal que recebam
do concentrador a que esteja associado;
g) estarem providos de dispositivo de selagem no ponto de acesso à programação e no acesso
aos terminais;
h) possuírem, na ausência da fonte normal de tensão auxiliar, uma fonte de alimentação
alternativa que garanta a memorização de toda a informação registada, nomeadamente o
programa de tratamento tarifário e os últimos registos de energia, durante um período não
inferior a 90 dias;
i)
possuírem, nos contadores com tratamento tarifário, relógio interno de tempo real que permita
a comutação da hora legal Verão/Inverno de acordo com a legislação em vigor ou outra que
venha a ser implementada e o ajuste dos períodos tarifários em função da hora legal em curso;
j)
disponibilizar no seu visor informação que permita a visualização dos valores das variáveis
intervenientes na facturação do SEPA, no caso de equipamentos nas instalações de clientes.
Para além destas características, por solicitação de qualquer das partes, podem ainda ser
incluídas as características seguintes:
a) estarem equipados com emissores de impulsos de medição de energia quer para sistemas de
gestão externos, quer para serem integrados em sistemas alternativos de telecontagem;
b) poderem retransmitir os comandos de tarifas e do início do período de integração da ponta;
c) terem a funcionalidade de programação do fecho automático do período de facturação.
Estas características só devem ser consideradas se a parte interessada as solicitar na altura da
requisição da ligação e pagar o respectivo adicional de preço entre equipamentos com e sem
essas funcionalidades. Se a solicitação for efectuada posteriormente, o pagamento adicional deve
ser o correspondente à totalidade do custo de alteração da solução, incluindo o equipamento e as
prestações de serviço associadas.
6.2.2
INSTALAÇÃO DOS CONTADORES
Os contadores devem ser instalados em armários específicos e ligados através de fichas
apropriadas com capacidade de selagem, por forma a permitir a sua rápida substituição.
Devem ser ligados segundo os esquemas de ligação indicados no Anexo II.
Neste armário, deve ser previsto espaço suficiente e a electrificação básica que permita a
instalação imediata de um contador de verificação, ligado ao mesmo circuito de correntes e
tensões.
6.2.3
PARAMETRIZAÇÃO DO TRATAMENTO TARIFÁRIO
Em novos clientes, a parametrização tarifária do contador será feita de acordo com a opção do
cliente.
Na passagem do cliente para o SENVA, manter-se-á a parametrização existente, podendo o
cliente ou o seu Fornecedor requerer à concessionária do transporte e distribuição do SEPA uma
parametrização de tratamento tarifário diferente, ficando obrigado ao pagamento de um termo de
compensação correspondente ao custo dessa tarefa. Este valor é aprovado pela ERSE, na
sequência de proposta fundamentada da concessionária do transporte e distribuição do SEPA.
6.2.4
AFERIÇÃO DOS CONTADORES
Os contadores devem ser aferidos em Laboratórios acreditados pelo IPQ ou por organismos
internacionais por este reconhecidos nos termos definidos na legislação aplicável e serem selados
pelo Laboratório que procedeu a essa aferição.
6.3
CLASSES DE EXACTIDÃO
As classes de exactidão dos equipamentos a instalar não devem ser inferiores às indicadas no
quadro seguinte:
Classe de exactidão
Nível de tensão
MT e AT
Potência
Requisitada
(MVA)
Transformadores
de Medição
Contadores de
Energia Activa
S ≤ 0,630 (1)
0,5
1,0
2,0
0,630 < S < 5
0,5
0,5
2,0
5 ≤ S < 10
0,5
0,5
1,0
S ≥ 10
0,2
0,2
0,5
Contadores de
Energia
Reactiva
(1) — Para contagem do lado da BT. Se a contagem for do lado da MT aplicam-se os valores
correspondentes ao escalão de potência requisitada seguinte.
6.4
UNIDADE REMOTA DE TELECONTAGEM (URT)
A unidade remota de telecontagem pode ser um concentrador remoto, receptor das informações
de contagem de energia emitidas pelo contador, que as processa internamente, com ou sem
tarifário, ou pode ser uma unidade de comunicação integrada directamente no contador.
O concentrador deverá possuir, pelo menos, as seguintes características:
a) memorização dos valores originais dos registos de leitura dos contadores de 15 em 15 min,
quando possível, ou dos valores da curva de carga do ponto de contagem (em energia ou em
potência média) também em períodos de 15 min;
b) comunicação série com os contadores; por acordo entre as partes, a comunicação pode ser
feita por impulsos de contagem provenientes de emissores de impulsos dos contadores;
c) memorização e datação de eventos relevantes, designadamente falta de uma das fases do
circuito de tensões para contagem, falha de comunicação com contadores, alteração da
parametrização dos equipamentos, alteração dos dados memorizados, alteração da hora
programada ou da mudança de hora de Inverno e de Verão, ou dos nível de tensão baixa da
bateria auxiliar de protecção das memórias;
d) possibilidade de sincronização remota;
e) datação, até ao minuto, dos valores registados;
f)
protocolo de comunicações preferencialmente normalizado de acordo com a Norma EN 62056;
g) memorização dos dados por um período mínimo de 90 dias;
h) capacidade de alimentação eléctrica de reserva para funcionamento em caso de falha da
alimentação principal;
i)
capacidade de selagem do dispositivo de acesso à respectiva programação, impedindo
alterações, quer tocais quer remotas;
j)
alimentação de energia que assegure a preservação dos dados memorizados durante, pelo
menos, 90 dias em caso de ausência da tensão de alimentação principal e de reserva.
No caso do ser colocada uma segunda contagem ligada a um segundo concentrador remoto
compatível, que permita ligação em “cascata” entre os dois concentradores, esta ligação deve ser
estabelecida.
6.5
CABOS E CONDUTORES DE LIGAÇÃO
Nas ligações, os cabos e os condutores não devem ser interrompidos nos seus percursos.
Todos os cabos, chicotes e ligadores instalados no parque exterior ou no interior do armário de
telecontagem devem ser inequívoca e adequadamente identificados.
6.5.1
LIGAÇÕES ENTRE TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO E CAIXAS DE REAGRUPAMENTO
As ligações entre os transformadores de medição e as caixas de reagrupamento, quando as
houver, devem ser executadas em cabos do tipo VV (0,6/1 kV) com a secção mínima de 4x4 mm2
e com bainha exterior de cor preta.
Nas instalações com potências superiores a 10 MVA devem ser utilizados cabos com a secção
mínima de 4x6 mm2 do tipo descrito no Anexo III.
6.5.2
LIGAÇÕES ENTRE CAIXAS DE REAGRUPAMENTO E ARMÁRIO DE CONTAGEM
O cabo de correntes e o de tensões, devem ter origem na caixa de reagrupamento
correspondente, quando exista, e terminar directamente no armário de telecontagem numa caixa
de terminais seccionáveis.
As ligações entre os transformadores de medição e as caixas de reagrupamento, quando as
houver, devem ser executadas em cabos do tipo VV (0,611 kV) com a secção mínima de 4x4 mm2
e com bainha exterior de cor preta.
Nas instalações com potências iguais ou superiores a 10 MVA devem ser utilizados cabos com a
secção mínima de 4x6 mm2 e do tipo descrito no Anexo III.
6.5.2.1
Circuito de correntes, por cada ponto de contagem
Na caixa de reagrupamento, quando exista, o cabo de correntes deve estar ligado a uma régua de
terminais seccionáveis aí existente, dispondo de acessórios para curto-circuitar as fases e o
neutro.
Esta régua deve possuir acessórios (tampa) que permitam a respectiva selagem.
No caso de a caixa de reagrupamento ser de uso exclusivo da contagem, a selagem pode ser
efectuada ao nível da porta.
No armário de telecontagem, o cabo do circuito secundário de correntes deve ligar a 3 tomadas de
corrente, com possibilidade de selagem:
- 1 tomada, destinada ao 1° contador;
- 1 tomada, destinada ao 2° contador;
- 1 tomada com tampa selável, destinada a ensaios.
A tampa deve impedir totalmente o acesso aos terminais.
Por acordo entre as partes, a tomada destinada ao 2° contador pode não ser instalada.
Nas instalações alimentadas em AT ou com potências iguais ou superiores a 10 MVA, as tomadas
atrás descritas devem ser auto-curtocircuítáveis.
Nas instalações alimentadas em MT, as tomadas podem ser substituídas por blocos de terminais
seccionáveis.
6.5.2.2
Circuito de tensões, por cada ponto de contagem
No armário de telecontagem, o cabo do circuito secundário de tensões deve ligar a 3 tomadas de
tensão, com possibilidade de selagem:
- 1 tomada, destinada ao 1° contador;
- 1 tomada, destinada ao 2° contador;
- 1 tomada com tampa selável, destinada a ensaios.
A tampa deve impedir totalmente o acesso aos terminais.
Por acordo entre as partes, a tomada destinada ao 2° contador pode não ser instalada.
Nas instalações alimentadas em MT, as tomadas podem ser substituídas por blocos de terminais.
Os ensaios dos circuitos devem ser feitos através dos terminais disponíveis em cada tomada.
Nos circuitos destinados à contagem de energia não devem, em regra, ser instaladas protecções.
Quando o forem, deve haver protecção nos circuitos de medição por meio de disjuntor, devendo
este, na posição de fechado, ou a caixa onde esteja inserido (que deve ser provida de tampa
transparente), terem possibilidade de serem selados, de forma que a manobra manual do disjuntor
só seja possível com a quebra do selo. Além disso, o disjuntor deve estar provido de contacto
auxiliar para sinalização do disparo.
De uma forma geral, todos os pontos onde os circuitos de contagem possam ser interrompidos
devem ser selados.
Na caixa de reagrupamento, o cabo deve ligar a uma régua de 4 terminais não seccionáveis. Esta
régua deve possuir acessórios de selagem. No caso de a caixa de reagrupamento ser de uso
exclusivo da contagem, a selagem pode ser efectuada ao nível da porta.
6.5.3
LIGAÇÕES DIRECTAS ENTRE TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO E ARMÁRIO DE MEDIÇÃO
Quando não existirem caixas de reagrupamento, as ligações directas entre os transformadores de
medição e o armário de contagem devem ser executadas em cabos do tipo VV (0,6/1 kV) com a
secção mínima de 4x4 mm2 e com bainha exterior de cor preta.
Nas instalações com potências superiores a 10 MVA devem existir caixas de reagrupamento, pelo
que esta disposição não se lhes aplica.
Nas instalações em MT as ligações ao armário de contagem podem terminar em blocos de
terminais seccionáveis.
6.5.4
LIGAÇÕES DENTRO DO ARMÁRIO DE CONTAGEM
6.5.4.1
Ligação dos circuitos de contagem ao contador
Os circuitos de tensão e de corrente dos contadores devem ser executados em condutores de
secção não inferior a 2,5 mm2 dos tipos H05 V-U ou H05 V-K ou H05 V-F.
6.5.4.2
Ligações auxiliares e de serviço
Os circuitos de comando e de retransmissão de impulsos devem ser executados em condutores de
secção não inferior a 1,5 mm2 dos tipos 1105 V-U ou H05 V-K ou H05 V-F.
6.5.4.3
Ligação dos contadores ao concentrador
Em caso de ligações de vários contadores a um concentrador, cada contador deve ser ligado
individualmente ao concentrador através de um cabo do tipo JE-LIYCY(2x0,5).
No concentrador, a ligação de cada contador, deve ser efectuada a uma das entradas de uma das
cartas do módulo de comunicação série.
Por acordo entre as partes, podem ser usados outros tipos de ligações.
6.5.5
IDENTIFICAÇÃO DOS CONDUTORES DOS CABOS
Para facilitar a identificação dos circuitos, os condutores dos cabos referidos na presente secção
devem ser, em regra, numerados.
Quando se usarem cores para a identificação dos condutores, estas podem ser quaisquer, com
exclusão absoluta das cores verde/amarela e azul clara.
6.6
ARMÁRIO DE CONTAGEM
A entidade que instalar os equipamentos deve montar, tão próximo quanto possível dos
transformadores de medição, um armário destinado exclusivamente à instalação dos sistemas de
medição de energia.
O compartimento destinado à instalação do armário deve ser ventilado, bem iluminado, com
dimensões que permitam a movimentação de pessoas em actos de verificação e ensaios e possuir
um acesso fácil e directo a partir do exterior.
Esse compartimento deve prever espaço suficiente para que a outra parte, se assim o entender,
possa instalar o seu próprio equipamento de medição.
As dimensões do armário de contagem têm de ser compatíveis com os atravancamentos dos
equipamentos que vão alojar.
O armário deve permitir a circulação de ar, assegurar a protecção do equipamento instalado contra
acções mecânicas, poeiras e humidade e deve ser instalado em local com ambiente adequado,
nomeadamente no que respeita à ausência de vibrações, de humidade, de ambientes corrosivos e
de riscos de incêndio ou de explosão.
Junto do armário, deve existir uma tomada monofásica dotada de pólo de terra e uma tomada
telefónica RITA (RJ1 1), esta última com protecção contra sobretensões.
No armário de contagem devem ser instalados os seguintes equipamentos:
a) contadores de energia;
b) concentradores/unidade remota de telecontagem;
c) caixas de terminais de ligação e de ensaio;
d) relés de isolamento galvânico, quando existirem, para eventual retransmissão de impulsos (de
comandos de tarifas, do sinal de início do período de integração da ponta, ou outros);
e) régua de terminais, em calha normalizada, para as retransmissões referidas anteriormente e
para os cabos telefónicos.
No armário de contagem, deve existir uma alimentação auxiliar ininterrupta. Esta exigência não se
aplica aos clientes alimentados em MT.
A essa alimentação devem ligar, individualmente, cada um dos contadores, se tiverem entrada
própria para esse fim, o concentrador e o modem, para que, em caso de falha temporária das
grandezas de medição, sejam preservados os dados guardados em memória e exista a
possibilidade de aceder remotamente ao equipamento.
As entradas e saídas de cabos devem ser efectuadas pela base do armário a partir dos terminais
referidos em 6.5, devendo, para o encaminhamento dos cabos e condutores no interior do armário,
ser instaladas calhas plásticas.
Nenhuma ligação deve ficar acessível. Para o efeito, se o armário possuir tampas amovíveis, estas
devem ser seláveis.
6.7
DOCUMENTAÇÃO
A entidade que instalar os equipamentos de medição deve entregar à concessionária do transporte
e distribuição do SEPA toda a documentação necessária para comprovar a conformidade dos
sistemas de telecontagem com as presentes regras, nomeadamente os esquemas eléctricos
devidamente actualizados, as características dos elementos constituintes da cadeia de contagem,
os boletins de ensaios dos contadores, efectuados em Laboratório acreditado, assim como as
listagens dos programas residentes nas memórias dos equipamentos remotos de telecontagem.
7
ACESSO REMOTO À URT
O detentor da instalação e o operador da rede podem avaliar sistemas alternativos de
telecomunicação para acesso à URT do sistema de telecontagem, designadamente os seguintes:
ƒ
Ligação analógica de operador de rede fixa.
ƒ
Ligação através da rede de telefone móvel.
ƒ
Ligação através da Rede de Telecomunicações de Segurança (RTS) da concessionária do
transporte e distribuição do SEPA.
ƒ
Ligação através da Rede Telefónica Comutada (RTC) da concessionária do transporte e
distribuição do SEPA.
O acesso à URT do sistema de telecontagem deve ser efectuado através da utilização do sistema
de telecomunicações que se revele técnica e economicamente mais adequado a cada caso
concreto. Sempre que o detentor da instalação opte por outro sistema de telecomunicações que
seja mais oneroso fica obrigado ao pagamento de um termo de compensação correspondente ao
sobrecusto induzido no sistema centralizado de telecontagem. Este valor é aprovado pela ERSE,
na sequência de proposta fundamentada da concessionária do transporte e distribuição do SEPA.
A ligação telefónica para acesso à URT do sistema de telecontagem deve ser exclusivamente
dedicada à telecontagem.
Para protecção do modem local e do equipamento de telecontagem, deve ser instalada, na linha
telefónica, antes da ligação ao modem, uma protecção contra sobretensões, constituída por um
“Bloco de Protecção de Assinante com Fusível” (BPAF) e um “Dispositivo Descarregador de
Sobretensões” (DST), montados por esta ordem, entre a entrada da linha telefónica e o modem de
acesso ao equipamento de telecontagem
A tensão residual dos DST não deve ser inferior a 230 V.
A ligação telefónica deve ser disponibilizada e mantida pela entidade proprietária da instalação de
produção ou de consumo, conforme referido no nº 7 do artigo 103.º do Regulamento das Relações
Comerciais.
O modem a utilizar deve ser compatível com os modems usados na central de telecontagem da
concessionária do transporte e distribuição do SEPA e permitir velocidades mínimas de
transmissão iguais a 2400 bits/s.
8
SELAGEM DO SISTEMA DE TELECONTAGEM
Todos os equipamentos do sistema de telecontagem devem ser selados.
Podem participar na selagem a concessionária do transporte e distribuição do SEPA, o Laboratório
acreditado que efectuou os ensaios, a entidade que se responsabilize pela programação dos
equipamentos remotos, o proprietário da instalação e o seu fornecedor de energia eléctrica. Todas
as ligações pertencentes ao sistema de telecontagem, desde as caixas dos transformadores de
medição até aos contadores devem ser seladas, para o que todas as réguas de terminais, tomadas
de corrente, tomadas de tensão ou qualquer outro elemento de ligação eléctrica necessário aos
circuitos devem ser munidos de acessórios de selagem, ou estar encerrados em caixas de
protecção seláveis.
9
9.1
PROCEDIMENTOS DE VERIFICAÇÃO E AFERIÇÃO DOS SISTEMAS DE
MEDIÇÃO
PROCEDIMENTOS PARA UM NOVO PONTO DE CONTAGEM
Os trabalhos de aferição, verificação e ensaio, devem ser executados por uma entidade certificada
para o efeito.
A entidade referida deve fazer os ensaios e/ou verificações de acordo com os pontos seguintes,
elaborando um relatório conforme modelo Anexo I.
A entidade acreditada deve fazer os ensaios e verificação de acordo com os pontos seguintes:
1. Verificação do estado metrológico dos contadores:
Os contadores devem ser aferidos em laboratório acreditado e possuírem certificado
comprovativo dessa aferição. Devem ser verificados, no local da instalação, por forma a
comprovar que o contador não foi danificado durante o transporte e os trabalhos de
montagem.
2. Verificação das ligações dos circuitos de contagem, a partir dos primários dos
transformadores de medição:
Todos os cabos, ligações e apertos dos terminais existentes desde os primários dos
transformadores de medição até aos contadores devem ser verificados, confirmando a sua
correcta ligação e comprovando os requisitos constantes no presente Guia de
Telecontagem.
3. Verificação da parametrização das relações de transformação:
As relações de transformação efectivamente existentes nos transformadores de medição
devem ser verificadas e comparadas com os parâmetros existentes nos contadores,
devendo, caso não sejam concordantes, ser efectuada a reparametrização destes sob
responsabilidade da entidade proprietária do equipamento.
4. Verificação das cargas dos circuitos secundários:
As cargas dos circuitos secundários devem ser medidas através da injecção de correntes e
tensões nos terminais secundários dos transformadores de medição, com todos os
elementos constituintes dos circuitos de medição inseridos (contadores, voltímetros,
amperímetros, wattímetros, disjuntores de protecção etc.).
No caso de existirem circuitos de tensão secundários não afectos à contagem, devem ser
medidas individualmente a carga total dos circuitos e a carga afecta ao circuito de contagem.
5. Verificação das quedas de tensão dos circuitos de tensões:
A queda de tensão entre os terminais do secundário do transformador de tensão e o
contador, deve ser objecto de medição e verificação do cumprimento do especificado no
presente Guia de Telecontagem.
6. Verificação e validação das parametrizações dos contadores:
A verificação e validação das parametrizações deve ser efectuada recorrendo à simulação
de uma situação de exploração normal de trânsito de energia durante alguns minutos e
posterior comparação com os valores registados.
Devem ser anotadas todas as anomalias encontradas a incluir no relatório final a elaborar.
A entrada oficial em serviço do ponto de contagem fica condicionada à resolução e consequente
comprovação de todas as situações pendentes.
9.2
PROCEDIMENTOS PARA ALTERAÇÃO DE UM SISTEMA DE CONTAGEM EM SERVIÇO
Qualquer alteração efectuada a um sistema de contagem em serviço, deve respeitar as
especificações técnicas, os requisitos e os procedimentos descritos no presente Guia de
Telecontagem.
Na sequência de uma alteração, na ausência de acordo em contrário, é necessário efectuar
trabalhos de verificação e ensaio, os quais devem ser efectuados por um laboratório acreditado,
nos termos indicados na secção 9.1.
Devem ser anotadas todas as anomalias encontradas a incluir no relatório final a elaborar.
A entrada em serviço do ponto de contagem fica condicionada à resolução e consequente
comprovação de todas as situações pendentes.
9.3
PROCEDIMENTOS DE VERIFICAÇÃO PERIÓDICA
Nos casos não cobertos pela legislação em vigor sobre controlo metrológico a verificação dos
equipamentos de medição deverá ser realizada com a periodicidade indicada no quadro seguinte:
Nível de Tensão
Potência Requisitada (MVA)
Nº de Anos entre
Verificações
MT
S ≤ 0,630 (1)
10
e
0,630 < S < 5
5
AT
5 ≤ S < 10
5
S ≥ 10
3
(1)
- Para contagem do lado da BT. Se a contagem for do lado da MT, aplicam-se os valores
correspondentes ao escalão de potência requisitada seguinte.
Os encargos com a verificação são da responsabilidade do proprietário do equipamento.
No caso de existir duplo equipamento de medição, o ajuste dos respectivos aparelhos é
obrigatório, sempre que a diferença entre as medições dos dois equipamentos, num período de
facturação, seja superior a:
a) 2% do que apresente a medição mais baixa, para contadores de energia activa para
fornecimentos em MT.
b) 1% do que apresente a medição mais baixa, para contadores de energia activa para
fornecimentos em AT.
c) 6% do que apresente a medição mais baixa, para contadores de energia reactiva.
Para efeitos do acima descrito, os encargos com o ajuste são da responsabilidade do proprietário
do equipamento desregulado.
O proprietário do equipamento informará a outra parte da data em que se efectuará a verificação
obrigatória com a antecedência mínima de 8 dias úteis em relação à data da sua realização.
9.4
PROCEDIMENTOS DE VERIFICAÇÃO EXTRAORDINÁRIA
Os equipamentos de medição podem ser sujeitos a uma verificação extraordinária, sempre que
qualquer das partes suspeite ou detecte defeito no seu funcionamento.
A verificação extraordinária deve realizar-se em Laboratório acreditado, nos termos da legislação
em vigor sobre controlo metrológico.
Se uma das partes exigir uma verificação extraordinária e esta vier a confirmar que os
equipamentos de medição funcionam dentro dos limites de tolerância, é de sua responsabilidade o
pagamento dos respectivos encargos.
Se a verificação extraordinária, referida no número anterior, vier a confirmar o defeito de
funcionamento dos equipamentos de medição, o pagamento dos encargos resultantes da
verificação é da responsabilidade do proprietário do equipamento.
Qualquer das partes pode solicitar uma verificação extraordinária ao sistema de contagem, para o
que deve avisar as outras com uma antecedência mínima de 10 dias úteis.
10 PROCEDIMENTOS DE VERIFICAÇÃO E MANUTENÇÃO DO SISTEMA DE
COMUNICAÇÕES E TELECONTAGEM
10.1 VERIFICAÇÃO E VALIDAÇÃO DAS PARAMETRIZAÇÕES E DAS COMUNICAÇÕES
A verificação e a validação das parametrizações dos diversos equipamentos remotos do sistema
de telecontagem e das comunicações entre estes devem ser efectuadas por Laboratório
acreditado, recorrendo à simulação de uma situação de exploração normal de trânsito de energia
durante um período adequado e posterior comparação com os valores registados quer nos
contadores, quer no concentrador.
A validação das comunicações (compatibilidade do protocolo utilizado e do canal de comunicação)
e parametrização das centrais de telecontagem da concessionária do transporte e distribuição do
SEPA deve ser efectuada recorrendo a uma interrogação remota e respectiva recolha dos valores
memorizados localmente, para efeitos de comparação.
Após a conclusão dos trabalhos, o Laboratório acreditado conclui o relatório, listando todos os
defeitos e situações pendentes a solucionar, remetendo-a para o proprietário do sistema de
telecontagem remoto que dará conhecimento a todas as entidades interessadas.
A entrada em serviço do ponto de contagem fica condicionada à resolução e consequente
comprovação de todas as situações pendentes.
10.2 MANUTENÇÃO DO SISTEMA DE COMUNICAÇÕES E TELECONTAGEM
A manutenção dos sistemas deve ser feita segundo os seguintes princípios:
a) a entidade que instalar os equipamentos de medição é responsável pela manutenção, em bom
estado de funcionamento, do equipamento necessário para disponibilizar a informação de
contagem, nos termos do disposto no Artigo 101.º do Regulamento de Relações Comerciais.
b) sem prejuízo do disposto na alínea a), as partes podem acordar entre si, sem direito a
compensação, qual delas toma para si a responsabilidade pela manutenção e pela instalação
do equipamento de medição.
c) as partes envolvidas têm o direito de inspeccionar o equipamento de telecontagem e de
comunicações em qualquer momento, na presença das outras partes, podendo fazer as
verificações e medições que entenderem convenientes.
d) quando houver necessidade de efectuar uma actualização dos sistemas centrais de recolha de
valores por telecontagem da concessionária do transporte e distribuição do SEPA, os
equipamentos remotos devem ser adequados às novas especificações.
e) as partes devem previamente acordar entre si a parametrização da informação do sistema de
medição e contagem e disponibilizar o acesso aos dados resultantes das leituras por
telecontagem.
f)
no caso de equipamento de medição já instalado deve ser acordado, caso a caso, um prazo
para a sua adaptação a um sistema de telecontagem conforme com as regras indicadas no
presente Guia de Telecontagem.
10.2.1 MANUTENÇÃO DOS SISTEMAS DE COMUNICAÇÃO
a) Rede de Telecomunicações de Segurança da EDA – (RTS):
Sempre que tecnicamente viável e aceite pelas partes poderá ser utilizada a Rede de
Telecomunicações de Segurança (RTS) da EDA para efeito de estabelecimento da comunicação
entre os equipamentos remotos e as centrais de telecontagem da concessionária do transporte e
distribuição do SEPA.
Esta rede dispõe de um sistema integrado de auto-diagnóstico que inclui facilidades para
detecção, tratamento e eliminação automática de erros, garantindo assim uma elevada
disponibilidade de serviço.
É da responsabilidade da EDA a manutenção em bom estado de funcionamento deste suporte de
comunicações para a telecontagem.
Em caso de falha, as acções correctivas são iniciadas no próprio dia ou no 1° dia útil seguinte à
detecção da anomalia.
b) Rede Telefónica Comutada da EDA - (RTC)
Sempre que tecnicamente viável e aceite pelas partes poderá ser utilizada a Rede Telefónica
Comutada (RTC) da EDA para efeito de estabelecimento da comunicação entre os equipamentos
remotos e a central de telecontagem da Concessionária de Transporte e Distribuição do SEPA.
Esta rede garante uma elevada disponibilidade de serviço.
É da responsabilidade da EDA a manutenção em bom estado de funcionamento deste suporte de
comunicações para a telecontagem.
Em caso de falha, as acções correctivas são iniciadas no próprio dia ou no 1° dia útil seguinte à
detecção da anomalia.
c) Rede pública:
Em todas as instalações não abrangidas pelas alíneas anteriores, o estabelecimento da
comunicação entre os equipamentos remotos e a central de telecontagem da Concessionária de
Transporte e Distribuição do SEPA realiza-se através de rede pública de telecomunicações.
A manutenção desta rede é efectuada pelo operador público da rede utilizada.
É da responsabilidade do proprietário da instalação a correcção de qualquer anomalia que se
verifique, pelo que, em caso de falha, as acções correctivas devem ser iniciadas pelo proprietário
da instalação no próprio dia ou no primeiro dia útil após o momento em que lhe foi comunicada a
detecção da avaria.
10.2.2 MANUTENÇÃO DO SISTEMA DE TELECONTAGEM
A manutenção da central de telecontagem é da responsabilidade da concessionária do transporte
e distribuição do SEPA, incluindo, entre outras, as seguintes tarefas:
• Vigilância dos alarmes gerados e recebidos.
• Controlo das comunicações com as URT.
• Sincronização das bases de tempo.
• Garantia dos procedimentos de segurança e de “backup”.
• Análise da coerência de leituras.
• Programação dos outputs pretendidos.
A manutenção dos equipamentos remotos é da responsabilidade do respectivo proprietário.
Por acordo entre as partes interessadas, a manutenção destes equipamentos pode ser efectuada
por modo remoto, nomeadamente no que respeita a:
• Acerto da hora.
• Análise de alarmes de funcionamento.
• Actualização da programação das tarifas e datas dos feriados.
• Actualização de parâmetros de software.
11 PROCEDIMENTOS A OBSERVAR NA PARAMETRIZAÇÃO E PARTILHA
DE RECOLHA DE DADOS DE MEDIÇÃO
Deve ser acordada antecipadamente com a concessionária do transporte e distribuição do SEPA a
programação a efectuar no equipamento de telecontagem, nomeadamente códigos de acesso,
número de ‘buffers’, períodos de integração, bem como nas metodologias a adoptar para evitar
quaisquer tipos de fraudes ou de utilização abusiva dos acessos aos equipamentos através da
linha telefónica por terceiros.
A partilha dos dados do concentrador pode ser realizada por acesso directo às memórias do
concentrador de telecontagem pela concessionária do transporte e distribuição do SEPA e pelo
proprietário da instalação. Sem prejuízo do direito de acesso à informação residente nos
contadores, esta metodologia poderá ser modificada em função da existência de alternativas na
disponibilização de informação de contagem.
Todas as partes devem garantir sigilo e a não divulgação dos mecanismos de acesso a terceiros
sem o acordo prévio e expresso das restantes partes.
No caso dos produtores e dos clientes o direito de acesso refere-se a toda a informação registada
pelo equipamento de medição relativa à energia produzida ou consumida na instalação, consoante
o caso, bem como a outra informação que possa ser disponibilizada pelo equipamento de
medição, designadamente sobre qualidade de serviço.
12 DISPONIBILIZAÇÃO DE INFORMAÇÃO DE DADOS DE TELECONTAGEM
A concessionária do transporte e distribuição do SEPA é responsável pela aquisição e
disponibilização de informação de telecontagem às restantes entidades do SEA de acordo com as
modalidades de relacionamento comercial instituídas.
12.1 ENTIDADES COM DIREITO DE ACESSO À INFORMAÇÃO
Têm direito de aceder à informação de telecontagem que lhes respeite as seguintes entidades:
-
Concessionária do transporte e distribuição do SEPA.
-
Produtores.
-
Clientes.
-
Fornecedores.
12.2 CARACTERÍSTICAS DA INFORMAÇÃO A DISPONIBILIZAR
A informação recolhida pelos sistemas de telecontagem será disponibilizada pela concessionária
do transporte e distribuição do SEPA, tendo as seguintes características principais:
1. Energia activa fornecida ou recebida discriminada por período de integração.
2. Energia reactiva com a máxima discriminação possível por quadrantes.
3. Integração de eventuais correcções de erros de leitura nos valores a disponibilizar,
conforme estabelecido neste Guia de Telecontagem.
4. Os períodos de integração a considerar, serão, em geral, períodos de 15 minutos com
início nos minutos 0, 15, 30 e 45 de cada hora. Poderão ser considerados períodos de
integração de 5 minutos, quando devidamente justificado, nomeadamente por razões de
operação do sistema.
5. A periodicidade da disponibilização será de acordo com a periodicidade de liquidação dos
destinatários da informação.
6. A disponibilização de dados de contagens deverá ser efectuada de forma individual. Nos
casos em que tal seja solicitado pelos Fornecedores, poderão ser consideradas
agregações de valores de pontos de contagem.
7. A disponibilização de dados deverá ser efectuada por disponibilização de ficheiros com
valores de contagem por períodos de integração, ou por consulta via web de um sítio
internet dedicado.
12.3 FORMATO DA INFORMAÇÃO A DISPONIBILIZAR
O formato de informação de contagem a disponibilizar deverá ser objecto de normalização, de
acordo com proposta a apresentar à ERSE pela concessionária do transporte e distribuição do
SEPA até ao dia 30 de Setembro de 2004.
12.4 CONFIDENCIALIDADE DA INFORMAÇÃO DE CONTAGEM
A disponibilização de dados de um determinado ponto de contagem só poderá ser efectuada ao
proprietário da instalação e a agentes seus representantes.
13 MEDIÇÃO A TENSÃO DIFERENTE DA TENSÃO DE FORNECIMENTO
Sempre que a medição da potência e das energias activa e reactiva não for efectuada à tensão de
fornecimento, as quantidades medidas devem ser referidas à tensão de fornecimento, tendo em
conta as perdas dos transformadores.
As regras a aplicar no caso dos clientes do SEPA são as estabelecidas no artigo 146.º do
Regulamento de Relações Comerciais.
No caso das instalações de clientes não vinculados integradas no sistema centralizado de
telecontagem, as regras a observar para referir as quantidades medidas à tensão de fornecimento
são as seguintes:
1)
Energia activa
A energia activa referida à tensão de fornecimento corresponde à energia activa medida
em cada período de integração (15 minutos) adicionada do valor correspondente às perdas
no ferro e das perdas nos enrolamentos dos transformadores.
O valor da energia correspondente às perdas no ferro dos transformadores em cada
período de integração (em kWh) é calculado como sendo o produto da potência de perdas
no ferro dos transformadores (em kW) pela duração do período de integração (em h).
O valor da energia relativa às perdas nos enrolamentos corresponde a 1% da energia
resultante da soma do valor da energia activa medida com o valor da energia de perdas no
ferro dos transformadores.
2)
Potência e energia reactiva
Para referir a potência e a energia reactiva à tensão de fornecimento serão aplicadas as
regras definidas no Regulamento de Relações Comerciais para os clientes do SEPA.
14 PROCEDIMENTOS RELATIVOS À CORRECÇÃO DE ERROS
MEDIÇÃO, LEITURA E DE COMUNICAÇÃO DE DADOS À DISTÂNCIA
DE
14.1 DISPOSIÇÕES GERAIS
Nas instalações equipadas com duplo equipamento de medição, em que apenas um apresente
defeito de funcionamento, consideram-se como válidas as indicações dadas pelo outro
equipamento de medição.
Sempre que, havendo um único equipamento de medição, este apresente defeito de
funcionamento ou, havendo equipamento duplo, as desregulações ou as avarias sejam
simultâneas, a medição da energia deve ser corrigida de acordo com a metodologia que se indica
nos pontos seguintes.
Quando as situações de erro de leitura e de comunicação de dados à distância (definidas no ponto
14.2) se classificam por erro tipificado, conforme descrito no ponto 14.3, devem ser efectuadas
correcções de acordo com as regras definidas no ponto 14.4.
Na ocorrência de situações de erros não tipificados, estas devem ser submetidas, caso a caso, à
apreciação das partes e objecto de correcção por mútuo acordo. O processo de acordo deve ser
iniciado pelo operador da rede a que a instalação estiver ligada. No âmbito deste processo, o
operador da rede poderá propor à outra parte uma metodologia de correcção e estabelecer um
prazo máximo para confirmação da sua aceitação pelo cliente ou respectivo Fornecedor.
O prazo para completar o apuramento dos valores de correcção deve desejavelmente ser
compatível com a data de fecho do período de facturação, com o máximo de 15 dias.
Em caso de falta de acordo entre as partes, o operador da rede deve aplicar regras não
discriminatórias que seja prática regular, sem prejuízo de posterior direito de contestação e retorno
pela outra parte, recorrendo-se para esse efeito à arbitragem.
14.2 ERROS DE LEITURA E DE COMUNICAÇÃO DE DADOS À DISTÂNCIA
Os valores de energia são considerados com erro de leitura ou de comunicação de dados à
distância quando os períodos de integração recolhidos do contador ou concentrador possuem
indicação explícita de erro ou em situação comprovada de perda de dados.
São considerados períodos de integração com indicação explícita de erro quando ocorrem as
seguintes situações:
ƒ
Valor afectado por “overflow”.
ƒ
Valor de teste.
ƒ
Valor provavelmente inválido.
ƒ
Valor alterado manualmente no concentrador ou contador.
14.3 ERROS DE LEITURA TIPIFICADOS
Consideram-se erros de leitura tipificados aqueles em que se verifique qualquer uma das seguintes
situações de erro, afectando:
a) apenas 1 período de integração (15 min);
b) de 2 a 12 períodos de integração, conhecendo-se o total da energia eléctrica entregue nesses
períodos;
c) de 2 a 12 períodos de integração, desconhecendo-se o total da energia eléctrica entregue
nesses períodos;
d) mais de 12 períodos de integração, conhecendo-se o total da energia eléctrica entregue
nesses períodos;
e) mais de 12 períodos de integração, desconhecendo-se o total da energia eléctrica entregue
nesses períodos.
14.4 CORRECÇÃO DE ERROS DE LEITURA TIPIFICADOS
A correcção de erros de leitura tipificados aplicar-se-á a valores de energia eléctrica relativos a
períodos de integração com indicação explícita de erro.
Essa correcção só poderá ser efectuada nos casos em que o volume de energia eléctrica apurado
através de correcção de erros de leitura não ultrapasse 10 % do total de energia apurado no mês
anterior.
Para clientes novos, onde não existe um mês completo anterior, o volume apurado através de
correcção de erros de leitura não poderá ultrapassar 10 % do total de energia eléctrica apurado no
mês corrente.
A correcção de erros de leitura tipificados deve realizar-se de acordo com as regras seguintes:
a) erro afectando apenas 1 período de integração (15 min): será considerado, no período com
erro, o valor da energia eléctrica entregue no período de integração anterior;
b) erro afectando de 2 a 12 períodos de integração, conhecendo-se o total da energia eléctrica
entregue nesses períodos: a energia medida em todo o intervalo deve ser dividida
uniformemente pelos períodos de integração com erro;
c) erro afectando de 2 a 12 períodos de integração, desconhecendo-se o total da energia
eléctrica entregue nesses períodos: a energia eléctrica considerada em cada um dos períodos
deve corresponder à média dos dois períodos de integração imediatamente anterior e posterior
à situação de erro;
d) erro afectando mais de 12 períodos de integração, conhecendo-se o total da energia eléctrica
entregue: a energia eléctrica medida em todo o intervalo deve ser dividida pelos períodos de
integração com erro, à semelhança do diagrama do período equivalente da semana anterior;
e) erro afectando mais de 12 períodos de integração, desconhecendo-se o total da energia
eléctrica entregue:
f)
ƒ
a energia eléctrica considerada para cada um dos períodos de integração com erro
deve corresponder à média dos períodos homólogos das últimas 12 semanas com
informação disponível; considera-se como período homólogo o período com início na
mesma hora e dia da semana;
ƒ
caso não exista nenhum período homólogo anterior, com valores válidos, a energia
eléctrica considerada para cada um dos períodos de integração com erro
corresponderá à média dos períodos homólogos das 2 semanas seguintes com
informação disponível.
para aplicação das regras anteriores, os valores considerados para correcção de valores com
erro, poderão ser valores sem erro, ou valores resultantes da correcção de erros.
Não existindo períodos de integração anteriores à instalação do novo equipamento de
telecontagem, na correcção dos erros de leitura tipificados, serão considerados os períodos de
integração posteriores.
ANEXO I
RELATÓRIO DE ENSAIO
DE
UM SISTEMA REMOTO DE TELECONTAGEM
RELATÓRIO DE ENSAIO DE UM SISTEMA REMOTO DE TELECONTAGEM
Verificação inicial da entrada em serviço de um sistema novo
Verificação inicial da entrada em serviço de um sistema remodelado
Verificação extraordinária de um sistema remoto de telecontagem
Entidade Responsável pelo Equipamento de Telecontagem:
Entidade que realizou o ensaio:
Data do ensaio:
1 - IDENTIFICAÇÃO DO PONTO DE CONTAGEM
INSTALAÇÃO
CÓDIGO DE
INSTALAÇÃO (CIL)
PONTO DE CONTAGEM
MORADA
POTÊNCIA
REQUISITADA (MVA)
2 - IDENTIFICAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS - CARACTERÍSTICAS
2.1 TT
MARCA
MODELO
Nº SÉRIE
ANO
FASE
Nº
SECUND.
R. TRANSF.
(kV / kV)
POT. EXACTIDÃO
(VA)
CLASSE
EXACTIDÃO
POT. EXACTIDÃO
(VA)
CLASSE
EXACTIDÃO
2.2 TC
MARCA
MODELO
FS
Nº SÉRIE
ANO
FASE
Nº
SECUND.
R. TRANSF.
(A / A)
2.3 Contador e Concentrador separados
2.3.1 Contador
MARCA
MODELO
Nº SÉRIE
ANO
DATA CALIB.
TENS. AUX.
(V)
RELAÇÃO TT
(kV/kV)
RELAÇÃO
TC
(A/A)
CLASSE
ACTIVA
CONST.
(Imp/kWh)
CONST.
(Imp/kvarh)
Un
(V)
In
(A)
S-S
S-C
FICHA U
FICHA I
CLASSE
REACTIVA
N. COMUM
ENDEREÇO
ENDEREÇO
ENDEREÇO
ENDEREÇO
ENDEREÇO
ENDEREÇO
ENDEREÇO
ENDEREÇO
(A+)
(A-)
(Ri+)
(Rc-)
(Ri-)
(Rc+)
(R+)
(R-)
2.3.2 Concentrador
MARCA
MODELO
N. SÉRIE
ANO
N.
CONTADORES
TENS. AUX.
(V)
TIPO DE
COMUNICAÇÃO
N. TELEFONE
MODEM
INTERNO
MODEM
EXTERNO
TRATAMENTO
TARIFÁRIO
N. CARTAS
IMPULSOS
N. CARTAS
SÉRIE
N. MÓDULOS
ENTRADA
ENTRADAS
SÉRIE USADAS
MÓDULOS
USADOS
S
N
2.4 Contador com Concentrador integrado
MARCA
MODELO
Nº SÉRIE
ANO
DATA CALIB.
TENS. AUX.
(V)
RELAÇÃO TT
(kV/kV)
RELAÇÃO
TC
(A/A)
NÚMERO
TELEFONE
CONST.
(Imp/kWh)
CONST.
(Imp/kvarh)
Un
(V)
In
(A)
3TI (S/TT)
3TT+ 3TI
3TT+ 2TI
2TT+ 3TI
2TT+ 2TI
TIPO DE
MODEM
REGIME
TARIFÁRIO
CLASSE
ACTIVA
CLASSE
REACTIVA
FICHAS DE
ENSAIO
SINAIS DISPONIBILIZADOS
Ponta
PI
Cheia
Vazio
S.Vazio
2.5 Cabos
CIRCUITO
TIPO
SECÇÃO (mm2)
BLINDAGEM
LIGAÇÃO À TERRA
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
2.6 Disjuntores
FASE
MARCA
MODELO
CORRENTE
(A)
SINALIZAÇÃO DE
DISPARO
S
N
S
N
S
N
2.7 Protecções de linha telefónica
PROTECÇÃO DE SOBREINTENSIDADE
PROTECÇÃO DE SOBRETENSÃO
MARCA
TIPO
MARCA
TIPO
3. MEDIÇÃO DAS CARGAS
3.1 TT
SECUNDÁRIO
FASE
TENSÂO DE ENSAIO
(V)
CORRENTE
(mA)
ARGUMENTO
(º)
POTÊNCIA
APARENTE (VA)
POTÊNCIA DE
EXACTIDÃO (VA)
3.2 TC
CORRENTE DE ENSAIO
(A)
FASE
TENSÃO
(V)
ARGUMENTO
(º)
POTÊNCIA APARENTE
(VA)
POTÊNCIA DE
EXACTIDÃO (VA)
4. ENSAIO A PARTIR DOS PRIMÁRIOS
DESFASAGENS (º)
(Atraso de U relativamente a I)
I0/IR
I4/IS
I8/IT
U0/UR
U4/US
U8/UT
5. QUEDAS DE TENSÃO NOS TT
FASE
TENSÂO NOMINAL
(V)
TENSÃO DE ENSAIO
(V)
VALOR MEDIDO
(mV)
∆V (%)
6. ENSAIO AO CONTADOR
6.1 Exactidão
ENERGIA ACTIVA (ERROS EM %)
A+
Cosϕ
I/In (%)
100
ENERGIA REACTIVA (ERROS EM %)
A-
R+
Senϕ
1
1
0,5i
0,5i
0,8c
0,5c
R-
1
0,5i
50
0,8c
1
1
0,5i
0,5i
0,8c
0,5c
5
1
1
2
0,5i
10
0,8c
6.1
Arranque e marcha em vazio
ENERGIA ACTIVA
Arranque
Vazio
6.2
S
N
Arranque
S
N
N
Vazio
S
N
Registo de energia e telecontagem
REGISTO
6.3
S
ENERGIA REACTIVA
PADRÃO
VAL. INICIAL
VAL. FINAL
DIF.
ERRO
(%)
CONC.
ERRO
(%)
UCT
ERRO
(%)
Registo de ponta
CÓDIGO
REGISTO
PONTA MÁX. ANTERIOR:
HORA FiNAL
HORA INICIAL
(kW)
DATA: aa:mm:dd
PCONTADOR
(kW)
ERRO
(%)
HORA: hh:mm
UCT
(kW)
6.4
Registo totalizador e telecontagem
CÓDIGO
REGISTO
HORA FiNAL
HORA INICIAL
UCT
(kWh)
ERRO
(%)
CONTADOR
(kWh)
7. CONTROLO DOS REGISTOS
HORA INICIAL DOS ENSAIOS: hh:mm
DATA: aa:mm:dd
HORA FINAL DOS ENSAIOS: hh:mm
7.1 Recolha Local por software apropriado
† Diagrama de Cargas
† Dados acumulados (Energias)
† Dados acumulados (Potências)
7.2 Registos de energia
R + (Mvarh)
A + (MWh)
R – (Mvarh)
A – (MWh)
Ri+
Rc+
Ri-
Rc-
VALORES INICIAIS
VALORES FINAIS
7.3 Registos de energia
CÓDIGO
REGISTO
TARIFA DE
ENERGIA
VALOR INICIAL
(kWh/kvarh)
VALOR FINAL
(kWh/kvarh)
DIFERENÇA
(kWh/kvarh)
UCT
(kWh/kvarh)
7.4 Registos de potência
CÓDIGO
REGISTO
TARIFA DE
ENERGIA
VALOR INICIAL
(kW/kvar)
VALOR FINAL
(kW/kvar)
DIFERENÇA
(kW/kvar)
UCT
(kW/kvar)
8. SELAGENS
SELAGEM
CIRCUITO
OBS
CAIXAS DOS SECUNDÁRIOS DOS TT
S
N
CAIXAS DOS SECUNDÁRIOS DOS TC
S
N
CAIXAS DE REAGRUPAMENTO DOS TT
S
N
CAIXAS DE REAGRUPAMENTO DOS TC
S
N
RÉGUA DE BORNES SECCIONÁVEIS (ARMÁRIO)
S
N
FICHAS DE BORNES AUTO-CIRCUITÁVEIS (ARMÁRIO)
S
N
TAMPA DA PLACA DE BORNES DO CONTADOR
S
N
FIXAÇÃO DO CONTADOR AO ARMÁRIO
S
N
TAMPA DE PROTECÇÃO TRASEIRA DO CONTADOR
S
N
TAMPA FRONTAL DO CONTADOR
S
N
9. LIGAÇÕES À TERRA
DESIGNAÇÂO
SECUNDÁRIOS DOS TT
SECUNDÁRIOS DOS TC
BLINDAGEM DO CABO (TT ↔ CX DE REAGRUPAMENTO)
ARMÁRIO DE CONTAGEM
CONTADOR
ENTRADA DO CONCENTRADOR (TERMINAL 4)
VALOR (Ω)
OBS
10. GRANDEZAS DE INFLUÊNCIA
VALOR
DESIGNAÇÂO
OBS
TEMPERATURA
HUMIDADE RELATIVA
CAMPO MAGNÉTICO
11. EQUIPAMENTO DE ENSAIO
DESIGNAÇÂO
N. SÉRIE
DATA CALIBRAÇÃO
RASTREABILIDADE
ANEXO II
ESQUEMAS DE LIGAÇÕES
Contador
1
2 3
4 5
6
7 8
9 10 11
Carga
IR
IP
0/R
S1
4/S
P1
8/T
Carga
N
Fig. 1
Esquema de ligações com medições indirectas de correntes e de tensões
Contador
1
2 3
4
5 6
7 8
9 10 11
IR
IP
0/R
S1
4/S
P1
8/T
Carga
N
Fig. 2
Esquema de ligações com medições indirectas de correntes e directas de tensões
Contador
1
2 3
4
5 6
7 8 9
10 11
IR+IT
IT
IR
IP
0/R
S1
4/S
P1
Carga
Carga
8/T
N
Fig. 3
Esquema de ligações com medições indirectas de correntes e de tensões (3 TT e 2 TC)
Contador
1
2 3 4
5 6 7 8 9 10 11
IR+IT
IT
IR
IP
0/R
S1
4/S
P1
Carga
Carga
8/T
Fig. 4
Esquema de ligações com medições indirectas de correntes e de tensões (2 TT e 2 TC)
Contador
1
2 3
4 5
6
7 8
9 10 11
Carga
IR
IP
0/R
S1
4/S
P1
Carga
8/T
Fig. 5
Esquema de ligações com medições indirectas de correntes e de tensões (2 TT e 3 TC)
ANEXO III
ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA DO CABO ELÉCTRICO
A UTILIZAR PARA AS LIGAÇÕES
ENTRE OS TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO
E OS ARMÁRIOS DE TELECONTAGEM
EM INSTALAÇÕES COM POTÊNCIA APARENTE
SUPERIOR A 10 MVA
1 - CONSTITUIÇÃO E CARACTERÍSTICAS
1.1 - Alma Condutora
A alma condutora deve ser cableada e de cobre nú, recozido.
As suas características devem satisfazer em todos os pontos as especificações da
Publicação 228 da CEI, classe 2.
A secção recta das almas condutoras deverá ser:
• circular, para cabos monocondutores e para cabos multicondutores de secções
inferiores a 25 mm2;
• circular ou sectorial, para cabos multicondutores de secções iguais ou superiores a
25 mm2.
A resistência a 20°C de cada alma condutora não deve ultrapassar o valor máximo
especificado no quadro I, anexo a esta especificação.
O número de fios das almas condutoras deve ser pelo menos igual ao número mínimo
especificado no quadro I. Todos os fios de uma mesma alma condutora devem ter o
mesmo diâmetro nominal.
O cabo a utilizar deverá ser do tipo 4 x 6 mm2 , ou secção superior.
1.2 - Isolamento
O isolamento dos condutores deve ser extrudido, realizado em policloreto de vinilo
(designado abreviadamente por PVC/A na Publicação 502 da CEI) e deverá poder
destacar-se com facilidade da alma condutora.
As características do isolamento em PVC dos condutores devem ser conformes:
• Aos valores indicados no quadro I para a espessura nominal do isolamento.
Os métodos de ensaio utilizados para a verificação das características são os prescritos
pela Publicação 540 da CEI.
A espessura dum eventual separador ou duma camada semicondutora disposta sobre a
alma do condutor ou sobre o seu isolamento não se considera compreendida na
espessura total do isolamento.
1.3 - Bainha do revestimento interno
Sobre o conjunto cableado dos condutores isolados dos cabos multicondutores é aplicada
uma bainha de enchimento e regularização de PVC. O revestimento interno deverá ser
extrudido.
As características da bainha de revestimento interno devem ser conformes:
• Aos valores indicados no quadro II para a espessura nominal da bainha.
Os métodos de ensaio utilizados para a verificação daquelas características são os
prescritos pela Publicação 540 da CEI.
1.4 - Blindagem
Sobre a bainha de revestimento interno será aplicada uma blindagem em cobre nú.
Esta blindagem será constituída por um tubo contínuo ondulado, ou por uma trança ou
ainda por uma ou várias fitas aplicadas helicoidalmente.
No caso de se utilizar uma trança em cobre, deverá ser garantido um factor de cobertura
não inferior a 0,60.
No caso da blindagem ser constituída por fita(s) de cobre, deverá verificar-se uma
sobreposição dos dois bordos da(s) fita(s) não inferior a 5 mm.
Em todos os casos, a resistência eléctrica em corrente contínua da blindagem deverá ser
inferior a 4 mΩ /m a 20°C.
1.5 - Bainha exterior de protecção
O cabo será coberto por uma bainha em PVC de cor preta.
As características da bainha exterior de protecção devem ser conformes:
• Aos valores indicados no quadro II para a espessura nominal da bainha.
Os métodos de ensaio utilizados são os prescritos pela Publicação 540 da CEI.
Para a determinação das espessuras nominais dos revestimentos de protecção utiliza-se
o método de cálculo do diâmetro fictício, tal como descrito na Publicação 502 da CEI.
2 - CARACTERÍSTICAS DO CABO ACABADO
Mediante solicitação dos promotores, a EDA fornecerá uma especificação detalhada que incluirá
as seguintes rubricas:
2.1 - Ensaio de tensão
2.2 - Resistência do isolamento
2.3 - Ensaio de enrolamento
2.4 - Medida da impedância de transferência
2.5 - Ensaio de resistência à propagação da chama
2.6 - Identificação
2.7 - Marcação
2.8 - Designação
• Características complementares para Isolamento e Bainha do revestimento interno
• QUADRO - Prescrições para os ensaios eléctricos de tipo
• QUADRO - Prescrições para as características mecânicas dos materiais isolantes (antes e
após envelhecimento)
• QUADRO - Prescrições para as características particulares das misturas à base de PVC
para isolamento e bainhas dos condutores
3 - DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
Publicações da CEI:
CEI 228 (1978) - Conductors of insulated cables
CEI 332-1 (1979) - Tests on electric cables under fire conditions
CEI 502 (1983) - Extruded solid dielectric insulated power cables for rated voltages from 1 kV
up to 30kV
CEI 540 (1982) - Test methods for insulations and sheaths of electric cables and cords
(elastomeric and thermoplastic compounds)
Normas Portuguesas:
NP-917 (1972) - Características gerais e ensaios dos condutores e cabos, isolados
Mod. 1 a NP-917 (1984)
NP-665 (1972) - Canalizações eléctricas. Símbolos e designações simbólicas dos condutores
e cabos, isolados.
Mod. 1 a NP-665 (1984)
QUADRO I
Almas cableadas para cabos monocondutores e multicondutores
Secção
Nominal
Número mínimo de fios de alma
mm2
6
10
16
25
35
Alma circular
7
7
7
7
7
Alma sectorial
6
6
Resistência
máxima da
alma
Ω/Km
3,08
1,83
1,15
0,727
0,524
Espessura nominal do
isolamento
mm
1,0
1,0
1,0
1,2
1,2
QUADRO II
Espessuras nominais das bainhas de revestimento
Diâmetro fictício
D
mm
D ≤ 25
25 < D ≤ 30
30 < D ≤ 35
35 < D ≤ 41
41 < D ≤ 47
47 < D ≤ 53
53 < D ≤ 59
59 < D ≤ 64
64 < D ≤ 70
Df - Diâmetro fictício sobre o conjunto cableado de condutores
D - Diâmetro fictício sob a bainha exterior
Diâmetro fictício
Df
mm
Df ≤ 25
25 < Df ≤ 35
35 < Df ≤ 45
45 < Df ≤ 60
60 < Df ≤ 80
80 < Df
Espessura da
bainha interior
Mm
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
Espessura da
bainha exterior
mm
1,8
2,0
2,2
2,4
2,6
2,8
3,0
3,2
3,4
ANEXO II
GUIA DE TELECONTAGEM DA REGIÃO AUTÓNOMA DA MADEIRA
1
OBJECTIVO
O presente Guia de Telecontagem tem por objectivo dar cumprimento ao disposto no n.º 9 do
art.º 103.º do Regulamento das Relações Comerciais, que determina a publicação de um guia
de telecontagem que inclua, entre outras, as seguintes matérias:
a) Especificação técnica dos equipamentos de medição e telecontagem;
b) Procedimentos de verificação e aferição do sistema de medição;
c) Procedimentos de verificação e manutenção do sistema de comunicações e telecontagem;
d) Procedimentos a observar na parametrização e partilha de recolha de dados de medição;
e) Procedimentos relativos à correcção de erros de medição, leitura e de comunicação de
dados à distância.
2
CAMPO DE APLICAÇÃO
O presente Guia de Telecontagem aplica-se às seguintes entidades do Sistema Eléctrico da
Madeira (SEM):
a) Às entidades que pretendam dispor de uma ligação física às redes do Sistema Eléctrico de
Serviço Público da Madeira (SEPM).
b) Às entidades que constituem o SEPM.
c) Às entidades que pretendam aceder ao estatuto de cliente não vinculado.
d) Produtores não vinculados e co-geradores previstos na alínea f) do n.º 2 do Regulamento
do Acesso às Redes e às Interligações, ligados às redes do SEPM em MT e AT.
e) Clientes não vinculados e entidades abastecidas por co-geradores, ligados às redes do
SEPM em MT e AT.
f)
Ligações de MT das subestações AT/MT, da concessionária do transporte e distribuidor
vinculado do SEPM.
3
NORMAS E DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
3.1 - O presente Guia de Telecontagem inclui referências aos documentos a seguir
identificados, sendo admitidas outras normas tecnicamente equivalentes:
-
Regulamento de Relações Comerciais, aprovado pela ERSE através do Despacho
n.º 18 413-A/2001, de 1 de Setembro, alterado pelos Despachos n.º 19 734-A/2002, de
5 de Setembro e n.º 9499 - A/2003, de 8 de Maio.
-
EN 60044-1 – Instrument transformers - Part 1: Current transformers.
-
EN 60044-2 - Instrument transformers – Part 2 : Inductive voltage transformers.
-
IEC 60186 - Voltage transformers.
-
EN 60687 – Alternating current static watt-hour meters for active energy (classes 0,5 S)
(Directiva 89/336/EEC).
-
EN 61036/1996 - Alternating current static watt-hour meters for active energy (classes 1
and 2) (Directiva 89/336/EEC).
-
EN 62056-42 – Electricity metering – Data exchange for meter reading, tariff and load
control – Part 42: Physical layer services and procedures for connection-oriented
assynchronous data exchange.
-
EN 62056-46 - Electricity metering – Data exchange for meter reading, tariff and load
control – Part 46: Data link layer using HDLC protocol.
-
EN 62056-51 - Electricity metering equipment – Part 51: Software aspects of
dependability.
-
EN 62056-53 - Electricity metering – Data exchange for meter reading, tariff and load
control – Part 53: COSEM application layer.
-
EN 62056-61 - Electricity metering – Data exchange for meter reading, tariff and load
control – Part 61: Object identification system (OBIS).
-
EN 62056-62 - Electricity metering – Data exchange for meter reading, tariff and load
control – Part 62: Interface classes.
3.2 - Sem prejuízo do disposto no presente guia, designadamente no número anterior, não é
impedida a comercialização dos produtos, materiais, componentes e equipamentos por ele
abrangidos, desde que acompanhados de certificados emitidos com base em especificações e
procedimentos que assegurem uma qualidade equivalente à visada por este guia, por
organismos reconhecidos segundo critérios equivalentes aplicáveis no âmbito do Sistema
Português de Qualidade (SPQ), a que se refere o Decreto-Lei n.º 4/2002, de 4 de Janeiro.
4
SIGLAS E DEFINIÇÕES
No presente Guia de Telecontagem são utilizadas as seguintes siglas:
-
AT - Alta tensão;
-
BT - Baixa tensão;
-
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos;
-
MT - Média tensão;
-
ORD - Operador da Rede de Distribuição;
-
RD - Rede de Distribuição;
-
RT - Rede de Transporte;
-
RTC - Rede Telefónica Comutada da Concessionária do Transporte e Distribuidor
Vinculado do SEPM;
-
RTS - Rede de Telecomunicações de Segurança da Concessionária do Transporte e
Distribuidor Vinculado do SEPM;
-
SEM - Sistema Eléctrico da Madeira;
-
SENVM - Sistema Eléctrico não Vinculado da Madeira;
-
SEPM - Sistema Eléctrico de Serviço Público da Madeira;
-
TI - Transformador de intensidade de medida;
-
TS - Transformador somador de medida;
-
TT - Transformador de tensão de medida;
-
UCT - Unidade Central de Telecontagem;
-
URT - Unidade Remota de Telecontagem.
Para efeitos de aplicação do presente Guia de Telecontagem são válidas as seguintes
definições:
Alta tensão - Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kV e não é superior a 110
kV.
Baixa tensão - Tensão entre fases cujo valor eficaz é inferior ou igual a 1 kV.
Central - Instalação que converte em energia eléctrica outra forma de energia. Compreende o
conjunto dos equipamentos associados e o(os) edifício(os) que os abrigam, bem como os
transformadores principais e os transformadores auxiliares.
Cliente - Entidade que adquire energia eléctrica para consumo próprio.
Cliente não vinculado - Entidade que obteve autorização de adesão ao SENVM concedida
pela ERSE, nos termos do Regulamento de Relações Comerciais.
Co-gerador - Entidade que produz energia eléctrica e energia térmica utilizando o processo de
co-geração.
Concentrador remoto - Equipamento que permite armazenar em memória local os valores de
contagem e os eventos de funcionamento ocorridos, podendo, em alguns casos também
disponibilizar tensões de comando e executar e disponibilizar tratamentos tarifários Iocais.
Concessionária do Transporte e Distribuidor Vinculado do SEPM - Entidade titular da
concessão do transporte e da licença vinculada de distribuição de energia eléctrica na Região
Autónoma da Madeira.
Consumidor - Entidade que recebe energia eléctrica para utilização própria.
Detentor da instalação - Cliente ou produtor.
Contagem - Medição de energia eléctrica num período de tempo determinado.
Distribuidor - Entidade titular de licença de distribuição de energia eléctrica.
Fornecedor - Produtores não vinculados e co-geradores previstos na alínea f) do n.º 2 do
Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações, ligados às redes do SEPM em MT e AT.
Fornecimento de energia eléctrica - Venda de energia eléctrica.
Instalação eléctrica - Conjunto dos equipamentos eléctricos utilizados na produção, no
transporte, na conversão, na distribuição e na utilização de energia eléctrica, incluindo as
fontes de energia, bem como as baterias, os condensadores e todas as outras fontes de
armazenamento de energia eléctrica.
Instalação de utilização de energia eléctrica em MT - Instalação eléctrica alimentada em MT,
destinada a permitir aos seus utilizadores a aplicação da energia eléctrica, pela sua
transformação, noutra forma de energia, depois de transformada na própria instalação.
Liquidação - Apuramento dos valores económicos resultantes da participação dos agentes no
mercado de electricidade, para efeitos de facturação.
Média Tensão -Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e não é superior a 45 kV
Operador das Redes de Distribuição - Função da concessionária do transporte e distribuidor
vinculado do SEPM que assegura a coordenação do funcionamento das instalações que
constituem as redes de distribuição.
Parametrização - Operação, que pode ser realizada localmente ou à distância, destinada a
introduzir ou a alterar os diferentes parâmetros de um equipamento de telecontagem mediante
a utilização de um software adequado. A alteração dos parâmetros ou a sua definição tem em
vista adaptar os equipamentos de telecontagem às condições específicas de cada instalação
eléctrica e pressupõe o acordo entre as partes para a definição prévia do conjunto desses
parâmetros.
Posto ou período horário - Intervalo de tempo no qual a energia eléctrica é facturada ao
mesmo preço.
Produtor - Entidade responsável pela ligação à rede e exploração de um ou mais grupos
geradores.
Produtor não vinculado - Entidade titular de uma licença não vinculada de produção de
energia eléctrica.
Produtor vinculado - Entidade titular de uma licença vinculada de produção de energia
eléctrica.
Rede - Conjunto de Postos Eléctricos (Subestações, Postos de Transformação ou Postos de
Corte), de linhas aéreas e subterrâneas e outros equipamentos eléctricos ligados entre si com
vista a transportar a energia eléctrica produzida pelas centrais até aos consumidores.
Rede de Distribuição - Parte da rede utilizada para transportar a energia eléctrica produzida
pelas centrais até aos consumidores, com exclusão da Rede de Transporte.
Rede de Transporte - Parte da rede utilizada para o transporte de energia eléctrica, em geral e
na maior parte dos casos, dos locais de produção para as zonas de distribuição e de consumo.
Sistema de Telecontagem - Sistema composto por um conjunto de equipamentos dotados de
capacidade de comunicação de informação entre si, e que constituem o suporte de base para a
recolha e processamento de dados para as liquidações dos relacionamentos comerciais entre
as várias entidades do SEM.
Unidade Central de Telecontagem - Sistema com capacidade de comunicação bidireccional à
distância com o concentrador remoto ou com o contador (caso este integre as funções do
concentrador remoto) que permite recolher valores e armazená-los em base de dados
estruturada para o tratamento centralizado da informação.
Unidade Remota de Telecontagem - Concentrador remoto que armazena informações de
contagem de energia de um ou vários contadores e as processa internamente, com ou sem
tarifário, dotado de capacidade de comunicação com as UCT.
5
DESCRIÇÃO GERAL DO SISTEMA DE TELECONTAGEM
O sistema de telecontagem constitui o suporte de base para a recolha e o processamento de
dados associados aos fluxos de energia necessários para as liquidações dos relacionamentos
comerciais entre as várias entidades do SEM. É composto por um conjunto de equipamentos
locais que efectuam a contagem da energia transaccionada e que garantem a memorização
remota dos respectivos valores em períodos de integração determinados. Estes equipamentos
locais são dotados de capacidade de comunicação de informação entre si e com equipamentos
centrais que efectuam a recolha centralizada da informação e o subsequente tratamento,
nomeadamente para efeitos de liquidação e facturação.
Sempre que uma instalação possua mais do que um sistema de medição deve nela existir, pelo
menos, um concentrador remoto de dados que recolha as informações dos diferentes
contadores da instalação, proceda à sua datação e garanta a sua memorização em memória
não volátil durante, pelo menos, o tempo de vida médio estabelecido para o contador.
Os equipamentos de medição devem dispor das características técnicas que permitam a sua
integração no sistema centralizado de telecontagem, onde é feita a recolha dos valores
memorizados nos contadores e onde é armazenada a informação recebida, para tratamento
centralizado. Cada sistema de medição deve ser constituído por:
a) Contador dotado de todas as funções necessárias às medições da potência e das
energias, activa e reactiva (indutiva e capacitiva); à comutação dos períodos tarifários;
à memorização dos dados em períodos de integração determinados; à recolha
centralizada da informação, tratamento e consequente envio para o sistema
centralizado de telecontagem;
b) Transformadores de medição, aos quais são ligados os contadores por ligações físicas
permanentes e devidamente dimensionadas.
A transmissão da informação entre os contadores e a central de telecontagem deve ser
suportada em sistemas de telecomunicações fiáveis e económicos, designadamente os
indicados no Capítulo 7.
No anexo IV apresenta-se a esquematização do sistema de telecontagem.
6
ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA DOS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO E
TELECONTAGEM
6.1
TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO
Os transformadores de medição a instalar devem possuir características adequadas ao local
onde forem montados, satisfazer às normas EN 60044-1 (para os transformadores de
intensidade) ou IEC 60186 e EN 60044-2 (para os transformadores de tensão) e ainda às
seguintes condições particulares:
6.1.1
TRANSFORMADORES DE TENSÃO
O valor nominal das tensões compostas do sistema trifásico de tensões secundárias deve ser
preferencialmente 100V.
A fim de garantir que não sejam excedidos os erros definidos para a respectiva classe de
exactidão, a potência de exactidão dos transformadores de tensão deve ser tal que a carga do
enrolamento dedicado à medição de energia (ou partilhado com outras aplicações) se situe
sempre entre 25% e 100% da potência de exactidão.
Os circuitos de tensão devem ser dimensionados de tal forma que a queda de tensão, desde o
transformador de tensão até ao contador, não exceda 0,1% da tensão nominal.
O enrolamento secundário dos transformadores de tensão pode ser partilhado com outros
dispositivos de medição e protecção.
No caso de o enrolamento secundário dos transformadores de tensão ser partilhado por
diferentes dispositivos de medição e de protecção, devem ser instaladas duas caixas de
dispersão, uma para a contagem da energia e outra para as restantes aplicações, de acordo
com o ponto 6.1.5.
Nas ligações a 4 condutores ou com potências requisitadas iguais ou superiores a 10 MVA a
ligação das tensões ao contador deve ser feita através de 3 TT ligados em estrela com o ponto
comum à terra (conforme figura 2 do anexo II).
Nas ligações a 3 condutores e com potências requisitadas inferiores a 10 MVA a ligação das
tensões ao contador pode ser obtida através de 2 TT montados entre fases, sendo a fase S
secundária ligada à terra (conforme figura 3 do anexo II).
6.1.2
TRANSFORMADORES DE INTENSIDADE
6.1.2.1 Transformadores de intensidade de BT
Os transformadores de intensidade de BT são apenas utilizados em clientes alimentados em
MT, quando o número de transformadores de potência não ultrapasse os três, nem a potência
instalada seja superior a 1 MVA.
Nas contagens em BT, os transformadores de intensidade para a medição da energia eléctrica
devem ser independentes dos usados para outras aplicações.
O valor nominal da corrente secundária deve ser de 5 A, salvo acordo em contrário das partes.
A potência de exactidão dos enrolamentos de medição e o dimensionamento dos respectivos
circuitos devem ser tais que a carga do enrolamento esteja compreendida entre 25% e 100%
da potência de exactidão.
O factor de saturação do enrolamento não deve ser superior a 5.
As ligações dos sistemas de medição com transformadores de intensidade de BT são feitas a
4 condutores (com neutro), sendo a ligação das correntes ao contador efectuada através de 3
TI (conforme figura 1 do anexo II).
Em cada TI, nenhum dos terminais do enrolamento secundário deverá ser ligado à terra.
6.1.2.2 Transformadores de intensidade de MT e AT
Os transformadores de intensidade de MT ou AT são utilizados nos casos não incluídos no
ponto 6.1.2.1.
Estes transformadores devem possuir um enrolamento secundário e respectivo núcleo
destinados exclusivamente à contagem de energia.
Se houver outras necessidades para, além desta aplicação, os transformadores de intensidade
podem ser comuns a todas essas aplicações desde que, às outras aplicações, correspondam
enrolamentos secundários (e núcleos) distintos dos da medição de energia.
O valor nominal da corrente secundária deve ser de 5 A, salvo acordo em contrário das partes.
A potência de exactidão dos enrolamentos de medição e o dimensionamento dos respectivos
circuitos devem ser tais que a carga do enrolamento esteja compreendida entre 25% e 100%
da potência de exactidão.
O factor de saturação do enrolamento não deve ser superior a 5.
Nas ligações a 4 condutores (com neutro) ou com potências requisitadas iguais ou superiores a
10 MVA a ligação das correntes ao contador deve ser efectuada através de 3 TI (conforme
figura 2 do anexo II).
Nas ligações a 3 condutores (sem neutro) e com potências requisitadas inferiores a 10 MVA a
ligação das correntes ao contador pode ser efectuada através de 2 TI (conforme figura 3 do
anexo II).
Em cada TI um dos terminais do enrolamento secundário deverá ser ligado à terra.
6.1.3
CLASSES DE EXACTIDÃO
As classes de exactidão dos transformadores de medição serão iguais ou melhores do que as
indicadas na secção 6.3.
6.1.4
CAIXAS DE TERMINAIS DOS ENROLAMENTOS SECUNDÁRIOS
As caixas de terminais dos transformadores de medição devem ser seláveis e permitir a ligação
de condutores de cobre de secção compreendida entre 2,5 mm2 e 10 mm2.
6.1.5
CAIXAS DE DISPERSÃO OU DE REAGRUPAMENTO DE CABOS
Quando existirem caixas de reagrupamento de cabos deve haver, por cada grupo de
transformadores de medição, uma caixa selável destinada exclusivamente à medição de
energia, independentemente da existência de outras caixas de dispersão para outras
finalidades.
Em alternativa, se for usada apenas uma única caixa, a régua de terminais onde ligam os
circuitos de medição deve ser dotada de dispositivo de selagem que permita selar os terminais
afectos à função medição.
6.1.6
RESERVA DE ESPAÇO
Deve ser considerado espaço para a instalação de transformadores de medição referidos no n°
4 do Artigo 101° do Regulamento de Relações Comerciais.
Para esse efeito o detentor da instalação deve acordar com a concessionária do transporte e
distribuidor vinculado do SEPM as características desse espaço, incluindo a sua necessidade.
6.2
CONTADORES
6.2.1
CARACTERÍSTICAS DOS CONTADORES
Os contadores a instalar para medição da energia eléctrica em instalações alimentadas em AT
e MT devem estar de acordo com o disposto no n.° 1 do Artigo 103.º do Regulamento de
Relações Comerciais, devendo satisfazer às normas EN 61036 (para os contadores das
classes 1 e 2) ou EN 60687 (para os contadores das classes 0,5 e 0,2) e devem possuir as
seguintes características mínimas:
a) serem do tipo estático e combinado para medição da energia activa e reactiva;
b) possuírem três elementos de medição, com as classes de exactidão mínimas indicadas na
secção 6.3;
c) permitirem medir as energias nos 2 sentidos, com discriminação da energia reactiva nos 4
quadrantes;
d) poderem adequar-se aos transformadores de medida a que estão ligados, de modo à
leitura poder ser directa, isto é, que as constantes de leitura possam ser unitárias;
e) terem, nas ligações MT e AT de potência inferior a 10 MVA, a programação tarifária com
uma validade mínima de três anos; por acordo entre as partes, esta exigência pode ser
dispensada ou transferida para o concentrador de telecontagem;
f)
permitirem o sincronismo do relógio interno, quando exista, a partir de um sinal que
recebam do concentrador a que esteja associado;
g) estarem providos de dispositivo de selagem no ponto de acesso à programação e no
acesso aos terminais;
h) possuírem, na ausência da fonte normal de tensão auxiliar, uma fonte de alimentação
alternativa que garanta a memorização de toda a informação registada, nomeadamente o
programa de tratamento tarifário e os últimos registos de energia, durante um período não
inferior a 90 dias;
i)
possuírem, nos contadores com tratamento tarifário, relógio interno de tempo real que
permita a comutação da hora legal Verão/Inverno de acordo com a legislação em vigor ou
outra que venha a ser implementada e o ajuste dos períodos tarifários em função da hora
legal em curso;
j)
disponibilizar no seu visor informação que permita a visualização dos valores das variáveis
intervenientes na facturação do SEPM, no caso de equipamentos nas instalações de
clientes.
Para além destas características, por solicitação de qualquer das partes, podem ainda ser
incluídas as seguintes:
a) estarem equipados com emissores de impulsos de medição de energia quer para sistemas
de gestão externos, quer para serem integrados em sistemas alternativos de telecontagem;
b) poderem retransmitir os comandos de tarifas e do início do período de integração da ponta;
c) terem a funcionalidade de programação do fecho automático do período de facturação.
Estas características só devem ser consideradas se a parte interessada as solicitar na altura da
requisição da ligação e pagar o respectivo adicional de preço entre equipamentos com e sem
essas funcionalidades. Se a solicitação for efectuada posteriormente, o pagamento adicional
deve ser o correspondente à totalidade do custo de alteração da solução, incluindo o
equipamento e as prestações de serviço associadas.
6.2.2
INSTALAÇÃO DOS CONTADORES
Os contadores devem ser instalados em armários específicos e ligados através de fichas
apropriadas com capacidade de selagem, por forma a permitir a sua rápida substituição.
Devem ser ligados segundo os esquemas de ligação indicados no Anexo II.
Neste armário, deve ser previsto espaço suficiente e a electrificação básica que permita a
instalação imediata de um contador de verificação, ligado ao mesmo circuito de correntes e
tensões.
6.2.3
PARAMETRIZAÇÃO DO TRATAMENTO TARIFÁRIO
Em novos clientes, a parametrização tarifária do contador será feita de acordo com a opção do
cliente.
Na passagem do cliente para o SENVM, manter-se-á a parametrização existente, podendo o
cliente ou o seu fornecedor requerer à concessionária do transporte e distribuidor vinculado do
SEPM uma parametrização de tratamento tarifário diferente, ficando obrigado ao pagamento de
um termo de compensação correspondente ao custo dessa tarefa. Este valor é aprovado pela
ERSE, na sequência de proposta fundamentada da concessionária do transporte e distribuidor
vinculado do SEPM.
6.2.4
AFERIÇÃO DOS CONTADORES
Os contadores devem ser aferidos nos termos definidos na legislação aplicável sobre controlo
metrológico e serem selados pelo Laboratório que procedeu a essa aferição.
6.3
CLASSES DE EXACTIDÃO
As classes de exactidão dos equipamentos a instalar não devem ser inferiores às indicadas no
quadro seguinte:
Classe de exactidão
Nível de
tensão
Potência
Requisitada (MVA)
Transformadores de
Medição
Contadores de
Energia Activa
Contadores de
Energia Reactiva
MT
S ≤ 1(1)
0,5
1,0
2,0
e
1<S<5
0,5
0,5
2,0
AT
5 ≤ S < 10
0,5
0,5
1,0
S ≥ 10
0,2
0,2
0,5
(1) — Para contagem do lado da BT. Se a contagem for do lado da MT aplicam-se os valores
correspondentes ao escalão de potência requisitada seguinte.
6.4
UNIDADE REMOTA DE TELECONTAGEM (URT)
A unidade remota de telecontagem pode ser um concentrador remoto, receptor das
informações de contagem de energia emitidas pelo contador, que as processa internamente,
com ou sem tarifário, ou pode ser uma unidade de comunicação integrada directamente no
contador.
O concentrador deverá possuir, pelo menos, as seguintes características:
a) memorização dos valores originais dos registos de leitura dos contadores de 15 em 15 min,
quando possível, ou dos valores da curva de carga do ponto de contagem (em energia ou
em potência média) também em períodos de 15 min;
b) comunicação série com os contadores; por acordo entre as partes, a comunicação pode
ser feita por impulsos de contagem provenientes de emissores de impulsos dos
contadores;
c) memorização e datação de eventos relevantes, designadamente falta de uma das fases do
circuito de tensões para contagem, falha de comunicação com contadores, alteração da
parametrização dos equipamentos, alteração dos dados memorizados, alteração da hora
programada ou da mudança de hora de Inverno e de Verão, ou dos nível de tensão baixa
da bateria auxiliar de protecção das memórias;
d) possibilidade de sincronização remota;
e) datação, até ao minuto, dos valores registados;
f)
protocolo de comunicações preferencialmente normalizado de acordo com a Norma EN
62056;
g) memorização dos dados por um período mínimo de 90 dias;
h) capacidade de alimentação eléctrica de reserva para funcionamento em caso de falha da
alimentação principal;
i)
capacidade de selagem do dispositivo de acesso à respectiva programação, impedindo
alterações, quer tocais quer remotas;
j)
a preservação dos dados memorizados deve ser assegurada em memória não volátil em
caso de ausência da tensão de alimentação, principal e de reserva.
No caso do ser colocada uma segunda contagem ligada a um segundo concentrador remoto
compatível, que permita ligação em “cascata” entre os dois concentradores, esta ligação deve
ser estabelecida.
6.5
CABOS E CONDUTORES DE LIGAÇÃO
Nas ligações, os cabos e os condutores não devem ser interrompidos nos seus percursos.
Todos os cabos, chicotes e ligadores instalados no parque exterior ou no interior do armário de
telecontagem devem ser inequívoca e adequadamente identificados.
6.5.1
LIGAÇÕES ENTRE TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO E CAIXAS DE REAGRUPAMENTO
As ligações entre os transformadores de medição e as caixas de reagrupamento, quando as
houver, devem ser executadas em cabos do tipo VV (0,6/1 kV) com a secção mínima de 4x4
mm2, no caso de contagem em MT ou AT, ou de 4x2,5 mm2, quando a contagem seja em BT,
e com bainha exterior de cor preta.
Nas instalações com potências superiores a 10 MVA devem ser utilizados cabos com a secção
mínima de 4x6 mm2 do tipo descrito no Anexo III.
6.5.2
LIGAÇÕES ENTRE CAIXAS DE REAGRUPAMENTO E ARMÁRIO DE CONTAGEM
O cabo de intensidades de corrente e o de tensões, devem ter origem na caixa de
reagrupamento correspondente, quando exista, e terminar directamente no armário de
telecontagem numa caixa de terminais seccionáveis.
As ligações entre os transformadores de medição e as caixas de reagrupamento, quando as
houver, devem ser executadas em cabos do tipo VV (0,6/1 kV) com a secção mínima de 4x4
mm2, no caso de contagem em MT ou AT, ou de 4x2,5 mm2, quando a contagem seja em BT,
e com bainha exterior de cor preta.
Nas instalações com potências iguais ou superiores a 10 MVA devem ser utilizados cabos com
a secção mínima de 4x6 mm2 e do tipo descrito no Anexo III.
6.5.2.1
Circuito de intensidades de corrente, por cada ponto de contagem
Na caixa de reagrupamento, quando exista, o cabo de intensidades de corrente deve estar
ligado a uma régua de terminais seccionáveis aí existente, dispondo de acessórios para curtocircuitar as fases e o neutro.
Esta régua deve possuir acessórios (tampa) que permitam a respectiva selagem.
No caso de a caixa de reagrupamento ser de uso exclusivo da contagem, a selagem pode ser
efectuada ao nível da porta.
No armário de telecontagem, o cabo do circuito secundário de intensidades de corrente deve
ligar a 3 tomadas de corrente, com possibilidade de selagem:
- 1 tomada, destinada ao 1° contador;
- 1 tomada, destinada ao 2° contador;
- 1 tomada com tampa selável, destinada a ensaios.
A tampa deve impedir totalmente o acesso aos terminais.
Por acordo entre as partes, a tomada destinada ao 2° contador pode não ser instalada.
Nas instalações alimentadas em AT ou com potências iguais ou superiores a 10 MVA, as
tomadas atrás descritas devem ser auto-curtocircuitáveis.
Nas instalações alimentadas em MT, as tomadas podem ser substituídas por blocos de
terminais seccionáveis.
6.5.2.2
Circuito de tensões, por cada ponto de contagem
No armário de telecontagem, o cabo do circuito secundário de tensões deve ligar a 3 tomadas
de tensão, com possibilidade de selagem:
- 1 tomada, destinada ao 1° contador;
- 1 tomada, destinada ao 2° contador;
- 1 tomada com tampa selável, destinada a ensaios.
A tampa deve impedir totalmente o acesso aos terminais.
Por acordo entre as partes, a tomada destinada ao 2° contador pode não ser instalada.
Nas instalações alimentadas em MT, as tomadas podem ser substituídas por blocos de
terminais.
Os ensaios dos circuitos devem ser feitos através dos terminais disponíveis em cada tomada.
Nos circuitos destinados à contagem de energia não devem ser instaladas protecções.
De uma forma geral, todos os pontos onde os circuitos de contagem possam ser interrompidos
devem ser selados.
Na caixa de reagrupamento, o cabo deve ligar a uma régua de 4 terminais não seccionáveis.
Esta régua deve possuir acessórios de selagem. No caso de a caixa de reagrupamento ser de
uso exclusivo da contagem, a selagem pode ser efectuada ao nível da porta.
6.5.3
LIGAÇÕES DIRECTAS ENTRE TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO E ARMÁRIO DE
MEDIÇÃO
Quando não existirem caixas de reagrupamento, as ligações directas entre os transformadores
de medição e o armário de contagem devem ser executadas em cabos do tipo VV (0,6/1 kV)
com a secção mínima de 4x4 mm2, no caso de contagem em MT ou AT, ou de 4x2,5 mm2,
quando a contagem seja em BT, e com bainha exterior de cor preta.
Nas instalações com potências superiores a 10 MVA devem existir caixas de reagrupamento,
pelo que esta disposição não se lhes aplica.
Nas instalações em MT as ligações ao armário de contagem podem terminar em blocos de
terminais seccionáveis.
6.5.4
LIGAÇÕES DENTRO DO ARMÁRIO DE CONTAGEM
6.5.4.1
Ligação dos circuitos de contagem ao contador
Os circuitos de tensão e de corrente dos contadores devem ser executados em condutores de
secção não inferior a 2,5 mm2 dos tipos H05 V-U, H05 V-K ou H05 V-F.
6.5.4.2
Ligações auxiliares e de serviço
Os circuitos de comando e de retransmissão de impulsos devem ser executados em
condutores de secção não inferior a 1,5 mm2 dos tipos 1105V-U, H05V-K ou H05V-F.
6.5.4.3
Ligação dos contadores ao concentrador
Em caso de ligações de vários contadores a um concentrador, cada contador deve ser ligado
individualmente ao concentrador através de um cabo do tipo JE-LIYCY(2x0,5).
No concentrador, a ligação de cada contador, deve ser efectuada a uma das entradas de uma
das cartas do módulo de comunicação série.
Por acordo entre as partes, podem ser usados outros tipos de ligações.
6.5.5
IDENTIFICAÇÃO DOS CONDUTORES DOS CABOS
Para facilitar a identificação dos circuitos, os condutores dos cabos referidos na presente
secção devem ser, em regra, numerados.
Quando se usarem cores para a identificação dos condutores, estas podem ser quaisquer, com
exclusão absoluta das cores verde/amarela e azul clara.
6.6
ARMÁRIO DE CONTAGEM
O detentor da instalação deve montar, tão próximo quanto possível dos transformadores de
medição, um armário destinado exclusivamente à instalação dos sistemas de medição de
energia.
Em alternativa, pode o armário ser o mesmo, mas o espaço destinado aos transformadores de
medição deve ser compartimentado e separado do destinado à instalação dos sistemas de
medição.
O compartimento destinado à instalação do armário deve ser ventilado, bem iluminado, com
dimensões que permitam a movimentação de pessoas em actos de verificação e ensaios e
possuir um acesso fácil e directo a partir do exterior.
Esse compartimento deve prever espaço suficiente para que a outra parte, se assim o
entender, possa instalar o seu próprio equipamento de medição.
As dimensões do armário de contagem têm de ser compatíveis com os atravancamentos dos
equipamentos que vão alojar.
O armário deve permitir a circulação de ar, assegurar a protecção do equipamento instalado
contra acções mecânicas, poeiras e humidade e deve ser instalado em local com ambiente
adequado, nomeadamente no que respeita à ausência de vibrações, de humidade, de
ambientes corrosivos e de riscos de incêndio ou de explosão.
Junto do armário, deve existir uma tomada monofásica dotada de pólo de terra e, no caso de
ligação por rede fixa, uma tomada telefónica RITA (RJ1 1), com protecção adequada conforme
estabelecido no Capítulo 7.
No armário de contagem devem ser instalados os seguintes equipamentos:
a) contadores de energia;
b) concentradores/unidade remota de telecontagem;
c) caixas de terminais de ligação e de ensaio;
d) relés de isolamento galvânico, quando existirem, para eventual retransmissão de impulsos
(de comandos de tarifas, do sinal de início do período de integração da ponta, ou outros);
e)
régua de terminais, em calha normalizada, para as retransmissões referidas anteriormente
e para os cabos telefónicos.
No armário de contagem, deve existir uma alimentação auxiliar ininterrupta. Esta exigência não
se aplica aos clientes alimentados em MT.
A essa alimentação devem ligar, individualmente, cada um dos contadores, se tiverem entrada
própria para esse fim, o concentrador e o modem, para que, em caso de falha temporária das
grandezas de medição, sejam preservados os dados guardados em memória e exista a
possibilidade de aceder remotamente ao equipamento.
As entradas e saídas de cabos devem ser efectuadas pela base do armário a partir dos
terminais referidos em 6.5, devendo, para o encaminhamento dos cabos e condutores no
interior do armário, ser instaladas calhas plásticas.
Nenhuma ligação deve ficar acessível. Para o efeito, se o armário possuir tampas amovíveis,
estas devem ser seláveis.
6.7
DOCUMENTAÇÃO
A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deve ter em arquivo toda a
documentação necessária para comprovar a conformidade dos sistemas de telecontagem com
as presentes regras, nomeadamente os esquemas eléctricos devidamente actualizados, as
características dos elementos constituintes da cadeia de contagem, os boletins de ensaios dos
contadores, assim como as listagens dos programas residentes nas memórias dos
equipamentos remotos de telecontagem.
7
ACESSO REMOTO À URT
O detentor da instalação e o ORD podem avaliar sistemas alternativos de telecomunicação
para acesso à URT do sistema de telecontagem, designadamente os seguintes:
ƒ
Ligação analógica através da rede de operador de rede fixa.
ƒ
Ligação através da rede de telefone móvel.
ƒ
Ligação através da Rede de Telecomunicações de Segurança (RTS) da concessionária do
transporte e distribuidor vinculado do SEPM.
ƒ
Ligação através da Rede Telefónica Comutada (RTC) da concessionária do transporte e
distribuidor vinculado do SEPM.
O acesso à URT do sistema de telecontagem deve ser efectuado através da utilização do
sistema de telecomunicações que se revele técnica e economicamente mais adequado a cada
caso concreto. Sempre que o detentor da instalação opte por outro sistema de
telecomunicações que seja mais oneroso fica obrigado ao pagamento de um termo de
compensação correspondente ao sobrecusto induzido no sistema centralizado de
telecontagem. Este valor é aprovado pela ERSE, na sequência de proposta fundamentada da
concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM.
A ligação telefónica para acesso à URT do sistema de telecontagem deve, regra geral, ser
exclusivamente dedicada à telecontagem. Nos casos de ligação por rede fixa em que seja
acordado entre a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM e o detentor
da instalação que a ligação telefónica possa ter outras utilizações, esta deve conter um
comutador de ligação telefónica para permitir a partilha da mesma pelo detentor da instalação e
pelo sistema de telecontagem, devendo o detentor da instalação ser previamente informado do
período de inibição de utilização da linha telefónica para permitir a aquisição dos dados de
telecontagem.
Para protecção do modem local e do equipamento de telecontagem, no caso de ligação por
rede fixa, devem ser instalados, na linha telefónica, antes da ligação ao modem, mecanismos
de protecção, nomeadamente, contra a sobretensão.
O modem a utilizar deve ser compatível com os modems usados na central de telecontagem da
concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM e permitir velocidades mínimas
de transmissão de 2400 bits/s.
O Regulamento de Relações Comerciais estabelece que, salvo acordo entre o detentor da
instalação e o ORD, os custos com a instalação e manutenção de infra-estruturas de
telecomunicações necessárias à leitura remota do equipamento de medição constituem
encargo dos clientes ou dos produtores, consoante o caso. Quando aplicável, os custos com a
instalação da infra-estrutura de telecomunicações incluem os custos inerentes à assinatura de
cliente com o operador de telecomunicações.
8
SELAGEM DO SISTEMA DE TELECONTAGEM
Todos os equipamentos do sistema de telecontagem devem ser selados.
Podem participar na selagem a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM,
o laboratório que efectuou os ensaios e a programação dos equipamentos remotos, o
proprietário da instalação e o seu fornecedor de energia, se diferente da concessionária do
transporte e distribuidor vinculado do SEPM. Todas as ligações pertencentes ao sistema de
telecontagem, desde as caixas dos transformadores de medição até aos contadores devem ser
seladas, para o que todas as réguas de terminais, tomadas de corrente, tomadas de tensão ou
qualquer outro elemento de ligação eléctrica necessário aos circuitos devem ser munidos de
acessórios de selagem, ou estar encerrados em caixas de protecção seláveis.
9
PROCEDIMENTOS DE VERIFICAÇÃO E AFERIÇÃO DO SISTEMA DE
MEDIÇÃO
9.1
VERIFICAÇÃO E AFERIÇÃO DOS CONTADORES
9.1.1
9.1.1.1
NO LABORATÓRIO
Parametrização
-
A parametrização dos contadores é rigorosamente verificada por comparação com o
programa existente.
-
Quando necessário, deve
proceder-se à alteração da parametrização ou,
simplesmente, efectuar-se a reparametrização.
-
O programa de parametrização obedece às condições do Regulamento Tarifário
podendo, também, ser nele introduzidas as relações de transformação dos
transformadores de medição, para que o factor multiplicativo seja unitário.
-
O programa de parametrização deve possuir carácter permanente e estar sempre
devidamente actualizado.
9.1.1.2
Ensaios e verificações
-
Ensaios, para verificação do erro, à corrente nominal e a 10% desta, ao cosϕ 1 e 0,5.
-
Visualização e verificação, através do visor alfanumérico de: registos das contagens de
energias e potência, em acordo com os programas tarifários; grupo data-hora;
memórias, na sequência apresentada no contador; data da última parametrização.
-
9.1.2
Verificação da sinalização de tensões ligadas e de ligações incorrectas de
intensidades, mediante simulações nas ligações.
NO LOCAL DA INSTALAÇÃO
-
Serão feitas verificações às parametrizações dos contadores, por comparação com o
programa, devidamente actualizado, existente em computador portátil (PC).
-
Serão verificadas as ligações tanto na placa de ligadores, com respectivos apertos,
como no sinalizador.
-
Será verificado o erro, por comparação com um padrão.
-
Serão verificadas as selagens.
9.2
VERIFICAÇÃO DOS TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO E LINHAS DE LIGAÇÃO
9.2.1
-
9.2.2
NO LABORATÓRIO
A relação de transformação é verificada, por comparação das correntes primária e
secundária.
NO LOCAL DA INSTALAÇÃO
-
É verificada a colocação e a posição dos TI, bem como as ligações destes aos TS,
quando existam, e aos contadores.
-
É feita a verificação da relação de transformação dos TI de dois modos: pela chapa de
características; e pela medição das correntes primária e secundária.
-
É confirmado o factor multiplicativo de todo o sistema de medição.
-
É verificada a queda de tensão das linhas de ligação, entre os secundários dos TI e os
primários dos TS, quando existam, ou aos contadores.
-
São verificados os comprimentos e secções das linhas de ligação.
-
Devem ser verificadas todas as linhas de ligação, bem como as ligações e apertos dos
terminais existentes, desde os transformadores de medição até ao contador,
confirmando a sua correcta ligação.
-
Nos casos em que o factor multiplicativo seja unitário, devem ser verificadas as
relações de transformação inerentes aos transformadores de medição, e
comparadas com os parâmetros existentes no contador, devendo, caso não
sejam
concordantes,
ser
efectuada
a
reparametrização deste sob a
responsabilidade da entidade proprietária do equipamento.
-
9.3
No caso de existirem circuitos de tensão secundários não afectos à contagem, devem
ser medidas, individualmente, a carga total dos circuitos e a carga afecta ao circuito da
contagem.
VERIFICAÇÕES PERIÓDICAS AOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO
-
9.4
Deverá ser feita uma verificação anual a todos os sistemas de medição nos termos do
art.º 104.º do Regulamento das Relações Comerciais.
VERIFICAÇÕES EXTRAORDINÁRIAS
-
9.5
Os equipamentos de medição podem ser sujeitos a uma verificação extraordinária,
sempre que qualquer das partes suspeite ou detecte defeito no seu funcionamento, nos
termos do art.º 105.º do Regulamento das Relações Comerciais.
SUBSTITUIÇÕES DE EQUIPAMENTOS
-
Em casos de avaria, de motivos relacionados com a segurança, ou de alteração do
contrato implicando modificação no equipamento de medição, pode proceder-se à
substituição de qualquer equipamento constituinte do sistema de medição, em acordo
com o artigo 101.º do Regulamento das Relações Comerciais.
10 PROCEDIMENTOS DE VERIFICAÇÃO E MANUTENÇÃO DO SISTEMA
DE COMUNICAÇÕES E TELECONTAGEM
10.1 VERIFICAÇÃO DO SISTEMA DE COMUNICAÇÕES E TELECONTAGEM
-
A verificação das parametrizações dos diversos equipamentos URT e das
comunicações entre estes, devem ser efectuadas recorrendo à simulação de uma
situação de exploração normal de trânsito de potência, durante um período adequado,
e posterior comparação com os valores neles registados.
-
A entrada em exploração de um sistema de medição fica condicionada à resolução, e
consequente comprovação, de todas as situações pendentes.
10.2 MANUTENÇÃO DO SISTEMA DE COMUNICAÇÕES
-
As partes envolvidas têm o direito de inspeccionar o equipamento de comunicações em
qualquer momento, na presença da outra parte, podendo efectuar as verificações e
medições que entenderem convenientes.
-
Quando o estabelecimento da comunicação, entre os equipamentos remotos e a
central de telecontagem é feita pela rede telefónica da concessionária do transporte e
distribuidor vinculado do SEPM, compete-lhe a responsabilidade pela manutenção, em
bom estado de funcionamento, deste suporte de comunicação para a telecontagem.
-
Quando o estabelecimento daquela comunicação é feito através de operador de
telecomunicações, constituem responsabilidade e encargo do detentor da instalação a
correcção de qualquer anomalia que se verifique pelo que, em caso de falha, as
acções correctivas devem ser iniciadas no próprio dia, ou no primeiro dia útil seguinte à
detecção da anomalia.
10.3 MANUTENÇÃO DO SISTEMA DE TELECONTAGEM
-
Salvo acordo em contrário, a entidade que instalar os equipamentos de medição é
responsável pela manutenção, em bom estado de funcionamento, do equipamento
necessário à disponibilização da informação da contagem, nos termos do art.º 101.º do
Regulamento das Relações Comerciais.
-
A manutenção destes equipamentos pode ser efectuada por modo remoto,
nomeadamente, no respeitante ao acerto da hora, análise de alarmes de
funcionamento, actualização da programação das tarifas, actualização de parâmetros
de software.
-
As partes envolvidas têm o direito de inspeccionar o equipamento de telecontagem em
qualquer momento, na presença da outra parte, podendo efectuar as verificações e
medições que entenderem convenientes.
-
A manutenção da central de telecontagem é da responsabilidade da concessionária do
transporte e distribuidor vinculado do SEPM incluindo, entre outras, as seguintes
tarefas: vigilância dos alarmes gerados e recebidos; controlo das comunicações com
as URT; sincronização das bases de tempo; garantia dos procedimentos de segurança
e de salvaguarda de dados (“back-up”); análise e coerência de leituras; programação
da exportação dos dados (“outputs”) pretendidos.
11 PROCEDIMENTOS A OBSERVAR NA PARAMETRIZAÇÃO E PARTILHA
DE RECOLHA DE DADOS DE MEDIÇÃO
Deve ser acordada antecipadamente entre as partes interessadas, a programação a efectuar
no equipamento de telecontagem, nomeadamente, códigos de acesso, número de memórias,
períodos de integração, metodologias a adoptar para evitar quaisquer tipos de fraudes ou
utilização abusiva dos acessos aos equipamentos, através da linha telefónica por terceiros.
A partilha de dados da URT pode ser realizada por acesso directo às memórias pela
concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, pelo Fornecedor e pelo
proprietário da instalação, podendo esta metodologia ser reequacionada em função da
existência de alternativas na disponibilização de informação de contagem.
Todas as partes devem garantir sigilo e a não divulgação dos mecanismos de acesso a
terceiros sem o acordo prévio e expresso das restantes partes.
No caso dos produtores e dos clientes o direito de acesso refere-se a toda a informação
registada pelo equipamento de medição relativa à energia produzida ou consumida na
instalação, consoante o caso, bem como a outra informação que possa ser disponibilizada pelo
equipamento de medição, designadamente sobre qualidade de serviço.
12 DISPONIBILIZAÇÃO
TELECONTAGEM
DE
INFORMAÇÃO
DE
DADOS
DE
A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM é responsável pela aquisição
e disponibilização de informação de telecontagem às restantes entidades do SEM de acordo
com as modalidades de relacionamento comercial instituídas.
12.1 ENTIDADES COM DIREITO DE ACESSO À INFORMAÇÃO
Têm direito de aceder à informação de telecontagem que lhes respeite as seguintes entidades:
-
Concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM.
-
Produtores.
-
Clientes.
-
Fornecedores.
12.2 CARACTERÍSTICAS DA INFORMAÇÃO A DISPONIBILIZAR
A informação recolhida pelos sistemas de telecontagem será disponibilizada pela
concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, tendo as seguintes
características principais:
1. Energia activa fornecida ou recebida discriminada por período de integração.
2. Energia reactiva com a máxima discriminação possível por quadrantes.
3. Integração de eventuais correcções de erros de leitura
disponibilizar,conforme estabelecido neste Guia de Telecontagem.
nos
valores
a
4. Os períodos de integração a considerar, serão, em geral, períodos de 15 minutos com
início nos minutos 0, 15, 30 e 45 de cada hora. Poderão ser considerados períodos de
integração de 5 minutos, quando devidamente justificado, nomeadamente por razões
de operação do sistema.
5. A periodicidade da disponibilização será de acordo com a periodicidade de liquidação
dos destinatários da informação.
6. A disponibilização de dados de contagens deverá ser efectuada de forma individual.
7. A disponibilização de dados deverá ser efectuada por disponibilização de ficheiros com
valores de contagem por períodos de integração, ou por consulta via web de um “site”
internet dedicado.
12.3 FORMATO DA INFORMAÇÃO A DISPONIBILIZAR
O formato de informação de contagem a disponibilizar deverá ser objecto de normalização, de
acordo com proposta a apresentar à ERSE pela concessionária do transporte e distribuidor
vinculado do SEPM até ao dia 30 de Setembro de 2004.
12.4 CONFIDENCIALIDADE DA INFORMAÇÃO DE CONTAGEM
A disponibilização de dados de um determinado ponto de contagem só poderá ser efectuada
ao proprietário da instalação e a agentes seus representantes.
13 MEDIÇÃO A TENSÃO DIFERENTE DA TENSÃO DE FORNECIMENTO
Sempre que a medição da potência e das energias activa e reactiva não for efectuada à tensão
de fornecimento, as quantidades medidas devem ser referidas à tensão de fornecimento, tendo
em conta as perdas dos transformadores.
As regras a aplicar no caso dos clientes do SEPM são as estabelecidas no artigo 146.º do
Regulamento de Relações Comerciais.
No caso das instalações de clientes não vinculados integradas no sistema centralizado de
telecontagem, as regras a observar para referir as quantidades medidas à tensão de
fornecimento são as seguintes:
1)
Energia activa
A energia activa referida à tensão de fornecimento corresponde à energia activa
medida em cada período de integração (15 minutos) adicionada do valor
correspondente às perdas no ferro e das perdas nos enrolamentos dos
transformadores.
O valor da energia correspondente às perdas no ferro dos transformadores em cada
período de integração (em kWh) é calculado como sendo o produto da potência de
perdas no ferro dos transformadores (em kW) pela duração do período de integração
(em h).
O valor da energia relativa às perdas nos enrolamentos corresponde a 1% da energia
resultante da soma do valor da energia activa medida com o valor da energia de
perdas no ferro dos transformadores.
2)
Potência e energia reactiva
Para referir a potência e a energia reactiva à tensão de fornecimento serão aplicadas
as regras definidas no Regulamento de Relações Comerciais para os clientes do
SEPM.
14 PROCEDIMENTOS RELATIVOS À CORRECÇÃO DE ERROS DE
MEDIÇÃO, LEITURA E DE COMUNICAÇÃO DE DADOS À DISTÂNCIA
14.1 DISPOSIÇÕES GERAIS
Nas instalações equipadas com duplo equipamento de medição, em que apenas um apresente
defeito de funcionamento, consideram-se como válidas as indicações dadas pelo outro
equipamento de medição.
Sempre que, havendo um único equipamento de medição, este apresente defeito de
funcionamento ou, havendo equipamento duplo, as desregulações ou as avarias sejam
simultâneas, a medição da energia deve ser corrigida de acordo com a metodologia que se
indica nos pontos seguintes.
Quando as situações de erro de leitura e de comunicação de dados à distância (definidas no
ponto 14.2) se classificam por erro tipificado, conforme descrito no ponto 14.3, devem ser
efectuadas correcções de acordo com as regras definidas no ponto 14.4.
Na ocorrência de situações de erros não tipificados, estas devem ser submetidas, caso a caso,
à apreciação das partes e objecto de correcção por mútuo acordo. O processo de acordo deve
ser iniciado pelo ORD a que a instalação estiver ligada. No âmbito deste processo, o ORD
poderá propor à outra parte uma metodologia de correcção e estabelecer um prazo máximo
para confirmação da sua aceitação pelo cliente ou respectivo Fornecedor.
O prazo para completar o apuramento dos valores de correcção deve desejavelmente ser
compatível com a data de fecho do período de facturação, com o máximo de 15 dias.
Em caso de falta de acordo entre as partes, o ORD deve aplicar regras não discriminatórias
que seja prática regular, sem prejuízo de posterior direito de contestação e retorno pela outra
parte, recorrendo-se para esse efeito à arbitragem.
14.2 ERROS DE LEITURA E DE COMUNICAÇÃO DE DADOS À DISTÂNCIA
Os valores de energia são considerados com erro de leitura ou de comunicação de dados à
distância quando os períodos de integração recolhidos do contador ou concentrador possuem
indicação explícita de erro ou em situação comprovada de perda de dados.
São considerados períodos de integração com indicação explícita de erro quando ocorrem as
seguintes situações:
ƒ
Valor afectado por “overflow”.
ƒ
Valor de teste.
ƒ
Valor provavelmente inválido.
ƒ
Valor alterado manualmente no concentrador ou contador.
14.3 ERROS DE LEITURA TIPIFICADOS
Consideram-se erros de leitura tipificados aqueles em que se verifique qualquer uma das
seguintes situações de erro, afectando:
a) apenas 1 período de integração (15 min);
b) de 2 a 12 períodos de integração, conhecendo-se o total da energia eléctrica entregue
nesses períodos;
c) de 2 a 12 períodos de integração, desconhecendo-se o total da energia eléctrica entregue
nesses períodos;
d) mais de 12 períodos de integração, conhecendo-se o total da energia eléctrica entregue
nesses períodos;
e)
mais de 12 períodos de integração, desconhecendo-se o total da energia eléctrica entregue
nesses períodos.
14.4 CORRECÇÃO DE ERROS DE LEITURA TIPIFICADOS
A correcção de erros de leitura tipificados aplicar-se-á a valores de energia eléctrica relativos a
períodos de integração com indicação explícita de erro.
Essa correcção só poderá ser efectuada nos casos em que o volume de energia eléctrica
apurado através de correcção de erros de leitura não ultrapasse 10 % do total de energia
apurado no mês anterior.
Para clientes novos, onde não existe um mês completo anterior, o volume apurado através de
correcção de erros de leitura não poderá ultrapassar 10 % do total de energia eléctrica apurado
no mês corrente.
A correcção de erros de leitura tipificados deve realizar-se de acordo com as regras seguintes:
a) erro afectando apenas 1 período de integração (15 min): será considerado, no período com
erro, o valor da energia eléctrica entregue no período de integração anterior;
b) erro afectando de 2 a 12 períodos de integração, conhecendo-se o total da energia
entregue nesses períodos: a energia eléctrica medida em todo o intervalo deve ser dividida
uniformemente pelos períodos de integração com erro;
c)
erro afectando de 2 a 12 períodos de integração, desconhecendo-se o total da energia
eléctrica entregue nesses períodos: a energia eléctrica considerada em cada um dos
períodos deve corresponder à média dos dois períodos de integração imediatamente
anterior e posterior à situação de erro;
d) erro afectando mais de 12 períodos de integração, conhecendo-se o total da energia
entregue: a energia eléctrica medida em todo o intervalo deve ser dividida pelos períodos
de integração com erro, à semelhança do diagrama do período equivalente da semana
anterior;
e)
f)
erro afectando mais de 12 períodos de integração, desconhecendo-se o total da energia
eléctrica entregue:
ƒ
a energia eléctrica considerada para cada um dos períodos de integração com erro
deve corresponder à média dos períodos homólogos das últimas 12 semanas com
informação disponível; considera-se como período homólogo o período com início na
mesma hora e dia da semana;
ƒ
caso não exista nenhum período homólogo anterior, com valores válidos, a energia
eléctrica considerada para cada um dos períodos de integração com erro
corresponderá à média dos períodos homólogos das 2 semanas seguintes com
informação disponível.
para aplicação das regras anteriores, os valores considerados para correcção de valores
com erro, poderão ser valores sem erro, ou valores resultantes da correcção de erros.
Não existindo períodos de integração anteriores à instalação do novo equipamento de
telecontagem, na correcção dos erros de leitura tipificados, serão considerados os períodos de
integração posteriores.
ANEXO I
RELATÓRIO DE ENSAIO
DE
UM SISTEMA REMOTO DE TELECONTAGEM
RELATÓRIO DE ENSAIO DE UM SISTEMA REMOTO DE TELECONTAGEM
Verificação inicial da entrada em serviço de um sistema novo
Verificação inicial da entrada em serviço de um sistema remodelado
Verificação extraordinária de um sistema remoto de telecontagem
Entidade Responsável pelo Equipamento de Telecontagem:
Entidade que realizou o ensaio:
Data do ensaio:
1 - IDENTIFICAÇÃO DO PONTO DE CONTAGEM
INSTALAÇÃO
CÓDIGO DE
INSTALAÇÃO (CIL)
PONTO DE CONTAGEM
POTÊNCIA
REQUISITADA (MVA)
MORADA
2 - IDENTIFICAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS - CARACTERÍSTICAS
2.1 TT
MARCA
MODELO
Nº SÉRIE
ANO
FASE
Nº
SECUND.
R. TRANSF.
POT. EXACTIDÃO
(kV / kV)
(VA)
CLASSE
EXACTIDÃO
2.2 TI
MARCA
MODELO
FS
Nº SÉRIE
ANO
FASE
Nº
SECUND.
R. TRANSF.
POT. EXACTIDÃO
(A / A)
(VA)
R. TRANSF.
POT. EXACTIDÃO
(A / A)
(VA)
CLASSE
EXACTIDÃO
2.3 TS
MARCA
MODELO
FS
Nº SÉRIE
ANO
FASE
Nº
SECUND.
CLASSE
EXACTIDÃO
2.4 Contador e Concentrador separados
2.4.1 Contador
MARCA
MODELO
Nº SÉRIE
ANO
CONST.
CONST.
Un
In
(Imp/kWh)
(Imp/kvarh)
(V)
(A)
N. COMUN
ENDEREÇO
ENDEREÇO
(A+)
(A-)
DATA CALIB.
TENS. AUX.
(V)
RELAÇÃO TT
(kV/kV)
ou TS (A/A)
RELAÇÃO TI
CLASSE
(A/A)
ACTIVA
CLASSE
S-S
S-C
FICHA U
FICHA I
ENDEREÇO
ENDEREÇO
ENDEREÇO
ENDEREÇO
ENDEREÇO
ENDEREÇO
(Ri+)
(Rc-)
(Ri-)
(Rc+)
(R+)
(R-)
REACTIVA
2.4.2 Concentrador
MARCA
MODEM
INTERNO
MODELO
MODEM
EXTERNO
N. SÉRIE
TRATAMENTO
TARIFÁRIO
S
ANO
N.
CONTADORES
TENS. AUX.
N. CARTAS
SÉRIE
N. MÓDULOS
ENTRADA
N. CARTAS
IMPULSOS
TIPO DE
COMUNICAÇÃO
N. TELEFONE
ENTRADAS
SÉRIE USADAS
MÓDULOS
USADOS
(V)
N
2.5 Contador com Concentrador integrado
MARCA
MODELO
Nº SÉRIE
ANO
DATA CALIB.
CONST.
CONST.
Un
In
3TI
(Imp/kWh)
(Imp/kvarh)
(V)
(A)
(s/TT e s/TS)
TIPO DE
MODEM
REGIME
TARIFÁRIO
CLASSE
CLASSE
ACTIVA
REACTIVA
FICHAS DE
ENSAIO
TENS. AUX.
(V)
3TI (S/TT)
c/TS (5+5/5)
RELAÇÃO TT
(kV/kV)
ou TS (A/A)
RELAÇÃO TI
(A/A)
NÚMERO
TELEFONE
3TT+ 3TI
2TT+ 2TI
3TI (S/TT)
c/TS(5+5+5/5)
SINAIS DISPONIBILIZADOS
PI
Ponta
Cheia
Vazio
S.Vazio
2.6 Cabos
CIRCUITO
TIPO
BLINDAGEM
SECÇÃO (mm2)
LIGAÇÃO À TERRA
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
2.7 Protecções de linha telefónica
PROTECÇÃO DE SOBREINTENSIDADE
PROTECÇÃO DE SOBRETENSÃO
MARCA
TIPO
MARCA
TIPO
3. MEDIÇÃO DAS CARGAS
3.1 TT
FASE
SECUNDÁRIO
TENSÂO DE ENSAIO
(V)
CORRENTE
(mA)
ARGUMENTO
(º)
POTÊNCIA
APARENTE (VA)
POTÊNCIA DE
EXACTIDÃO (VA)
3.2 TI
FASE
CORRENTE DE ENSAIO
(A)
TENSÃO
(V)
ARGUMENTO
(º)
POTÊNCIA APARENTE
(VA)
POTÊNCIA DE
EXACTIDÃO (VA)
CORRENTE DE ENSAIO
(A)
TENSÃO
(V)
ARGUMENTO
(º)
POTÊNCIA APARENTE
(VA)
POTÊNCIA DE
EXACTIDÃO (VA)
3.3 TS
FASE
4. ENSAIO A PARTIR DOS PRIMÁRIOS
DESFASAGENS (º)
(Atraso de U relativamente a I)
I0/IR
I4/IS
I8/IT
U0/UR
U4/US
U8/UT
5. QUEDAS DE TENSÃO NOS TT
FASE
TENSÂO NOMINAL
(V)
TENSÃO DE ENSAIO
(V)
VALOR MEDIDO
(mV)
∆V (%)
6. ENSAIO AO CONTADOR
6.1 Exactidão
ENERGIA ACTIVA (ERROS EM %)
A+
Cosϕ
I/In (%)
100
ENERGIA REACTIVA (ERROS EM %)
A-
R+
Senϕ
1
1
0,5i
0,5i
0,8c
0,5c
R-
1
0,5i
50
0,8c
1
1
0,5i
0,5i
0,8c
0,5c
5
1
1
2
0,5i
10
0,8c
6.2 Arranque e marcha em vazio
ENERGIA ACTIVA
ENERGIA REACTIVA
Arranque
S
N
Arranque
S
N
Vazio
S
N
Vazio
S
N
6.3 Registo de energia e telecontagem
PADRÃO
REGISTO
VAL. INICIAL
VAL. FINAL
DIF.
ERRO
(%)
CONC.
ERRO
(%)
UCT
ERRO
(%)
6.4 Registo de ponta
CÓDIGO
REGISTO
HORA FiNAL
PONTA MÁX. ANTERIOR:
HORA INICIAL
(kW)
UCT
(kW)
ERRO
(%)
PCONTADOR
(kW)
DATA: aa:mm:dd
HORA: hh:mm
6.5 Registo totalizador e telecontagem
CÓDIGO
REGISTO
HORA FiNAL
HORA INICIAL
UCT
(kWh)
ERRO
(%)
CONTADOR
(kWh)
7. CONTROLO DOS REGISTOS
HORA INICIAL DOS ENSAIOS: hh:mm
DATA: aa:mm:dd
HORA FINAL DOS ENSAIOS: hh:mm
7.1 Recolha Local por software apropriado
† Diagrama de Cargas
† Dados acumulados (Energias)
† Dados acumulados (Potências)
7.2 Registos de energia
R + (Mvarh)
A + (MWh)
Ri+
VALORES INICIAIS
VALORES FINAIS
R – (Mvarh)
A – (MWh)
Rc+
Ri-
Rc-
7.3 Registos de energia
CÓDIGO
REGISTO
TARIFA DE
ENERGIA
VALOR INICIAL
(kWh/kvarh)
VALOR FINAL
(kWh/kvarh)
DIFERENÇA
(kWh/kvarh)
UCT
(kWh/kvarh)
7.4 Registos de potência
CÓDIGO
REGISTO
TARIFA DE
ENERGIA
VALOR INICIAL
(kW/kvar)
VALOR FINAL
(kW/kvar)
DIFERENÇA
(kW/kvar)
UCT
(kW/kvar)
8. SELAGENS
SELAGEM
CIRCUITO
CAIXAS DOS SECUNDÁRIOS DOS TT
CAIXAS DOS SECUNDÁRIOS DOS TI
CAIXAS DE REAGRUPAMENTO DOS TT
CAIXAS DE REAGRUPAMENTO DOS TI
RÉGUA DE BORNES SECCIONÁVEIS (ARMÁRIO)
FICHAS DE BORNES AUTO-CIRCUITÁVEIS (ARMÁRIO)
TAMPA DA PLACA DE BORNES DO CONTADOR
FIXAÇÃO DO CONTADOR AO ARMÁRIO
TAMPA DE PROTECÇÃO TRASEIRA DO CONTADOR
TAMPA FRONTAL DO CONTADOR
OBS
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
S
N
9. LIGAÇÕES À TERRA
DESIGNAÇÂO
SECUNDÁRIOS DOS TT
SECUNDÁRIOS DOS TI
BLINDAGEM DO CABO (TT ↔ CX DE REAGRUPAMENTO)
ARMÁRIO DE CONTAGEM
CONTADOR
ENTRADA DO CONCENTRADOR (TERMINAL 4)
VALOR (Ω)
OBS
10. GRANDEZAS DE INFLUÊNCIA
VALOR
DESIGNAÇÂO
OBS
TEMPERATURA
HUMIDADE RELATIVA
CAMPO MAGNÉTICO
11. EQUIPAMENTO DE ENSAIO
DESIGNAÇÂO
N. SÉRIE
DATA CALIBRAÇÃO
RASTREABILIDADE
ANEXO II
ESQUEMAS DE LIGAÇÕES
Figura 1
Esquema de ligações com medições indirectas de correntes e directas de tensões
Figura 2
Esquema de ligações com medições indirectas de correntes e de tensões(3TT e 3TI)
Figura 3
Esquema de ligações com medições indirectas de correntes e de tensões (2 TT e 2 TI)
ANEXO III
ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA DO CABO ELÉCTRICO
A UTILIZAR PARA AS LIGAÇÕES
ENTRE OS TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO
E OS ARMÁRIOS DE TELECONTAGEM
EM INSTALAÇÕES COM POTÊNCIA APARENTE
SUPERIOR A 10 MVA
1 - CONSTITUIÇÃO E CARACTERÍSTICAS
1.1 - Alma Condutora
A alma condutora deve ser cableada e de cobre nú, recozido.
As suas características devem satisfazer em todos os pontos as especificações da
Publicação 228 da CEI, classe 2.
A secção recta das almas condutoras deverá ser:
• circular, para cabos monocondutores e para cabos multicondutores de secções
inferiores a 25 mm2;
• circular ou sectorial, para cabos multicondutores de secções iguais ou superiores
a 25 mm2.
A resistência a 20°C de cada alma condutora não deve ultrapassar o valor máximo
especificado no quadro I, anexo a esta especificação.
O número de fios das almas condutoras deve ser pelo menos igual ao número mínimo
especificado no quadro I. Todos os fios de uma mesma alma condutora devem ter o
mesmo diâmetro nominal.
O cabo a utilizar deverá ser do tipo 4 x 6 mm2 , ou secção superior.
1.2 - Isolamento
O isolamento dos condutores deve ser extrudido, realizado em policloreto de vinilo
(designado abreviadamente por PVC/A na Publicação 502 da CEI) e deverá poder
destacar-se com facilidade da alma condutora.
As características do isolamento em PVC dos condutores devem ser conformes:
• Aos valores indicados no quadro I para a espessura nominal do isolamento.
Os métodos de ensaio utilizados para a verificação das características são os
prescritos pela Publicação 540 da CEI.
A espessura dum eventual separador ou duma camada semicondutora disposta sobre
a alma do condutor ou sobre o seu isolamento não se considera compreendida na
espessura total do isolamento.
1.3 - Bainha do revestimento interno
Sobre o conjunto cableado dos condutores isolados dos cabos multicondutores é
aplicada uma bainha de enchimento e regularização de PVC. O revestimento interno
deverá ser extrudido.
As características da bainha de revestimento interno devem ser conformes:
•
Aos valores indicados no quadro II para a espessura nominal da bainha.
Os métodos de ensaio utilizados para a verificação daquelas características são os
prescritos pela Publicação 540 da CEI.
1.4 - Blindagem
Sobre a bainha de revestimento interno será aplicada uma blindagem em cobre nú.
Esta blindagem será constituída por um tubo contínuo ondulado, ou por uma trança ou
ainda por uma ou várias fitas aplicadas helicoidalmente.
No caso de se utilizar uma trança em cobre, deverá ser garantido um factor de
cobertura não inferior a 0,60.
No caso da blindagem ser constituída por fita(s) de cobre, deverá verificar-se uma
sobreposição dos dois bordos da(s) fita(s) não inferior a 5 mm.
Em todos os casos, a resistência eléctrica em corrente contínua da blindagem deverá
ser inferior a 4 mΩ /m a 20°C.
1.5 - Bainha exterior de protecção
O cabo será coberto por uma bainha em PVC de cor preta.
As características da bainha exterior de protecção devem ser conformes:
•
Aos valores indicados no quadro II para a espessura nominal da bainha.
Os métodos de ensaio utilizados são os prescritos pela Publicação 540 da CEI.
Para a determinação das espessuras nominais dos revestimentos de protecção
utiliza-se o método de cálculo do diâmetro fictício, tal como descrito na Publicação
502 da CEI.
2 - CARACTERÍSTICAS DO CABO ACABADO
Mediante solicitação dos promotores, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do
SEPM fornecerá uma especificação detalhada que incluirá as seguintes rubricas:
2.1 - Ensaio de tensão
2.2 - Resistência do isolamento
2.3 - Ensaio de enrolamento
2.4 - Medida da impedância de transferência
2.5 - Ensaio de resistência à propagação da chama
2.6 - Identificação
2.7 - Marcação
2.8 - Designação
•
Características complementares para Isolamento e Bainha do revestimento interno
•
QUADRO - Prescrições para os ensaios eléctricos de tipo
•
QUADRO - Prescrições para as características mecânicas dos materiais isolantes
(antes e após envelhecimento)
•
QUADRO - Prescrições para as características particulares das misturas à base de
PVC para isolamento e bainhas dos condutores
3 - DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
Publicações da CEI:
CEI 228 (1978) - Conductors of insulated cables
CEI 332-1 (1979) - Tests on electric cables under fire conditions
CEI 502 (1983) - Extruded solid dielectric insulated power cables for rated voltages from 1
kV up to 30kV
CEI 540 (1982) - Test methods for insulations and sheaths of electric cables and cords
(elastomeric and thermoplastic compounds)
Normas Portuguesas:
NP-917 (1972) - Características gerais e ensaios dos condutores e cabos, isolados
Mod. 1 a NP-917 (1984)
NP-665 (1972) - Canalizações eléctricas. Símbolos e designações simbólicas dos
condutores e cabos, isolados.
Mod. 1 a NP-665 (1984)
QUADRO I
Almas cableadas para cabos monocondutores e multicondutores
Secção
Nominal
Número mínimo de fios de alma
Resistência
máxima da
alma
Espessura nominal do
isolamento
mm2
Alma circular
Alma sectorial
Ω/Km
mm
6
7
-
3,08
1,0
10
7
-
1,83
1,0
16
7
-
1,15
1,0
25
7
6
0,727
1,2
35
7
6
0,524
1,2
QUADRO II
Espessuras nominais das bainhas de revestimento
Diâmetro fictício
Espessura da
Diâmetro fictício
Espessura da
Df
bainha interior
D
bainha exterior
mm
Mm
mm
mm
Df ≤ 25
1,0
D ≤ 25
1,8
25 < Df ≤ 35
1,2
25 < D ≤ 30
2,0
35 < Df ≤ 45
1,4
30 < D ≤ 35
2,2
45 < Df ≤ 60
1,6
35 < D ≤ 41
2,4
60 < Df ≤ 80
1,8
41 < D ≤ 47
2,6
2,0
47 < D ≤ 53
2,8
53 < D ≤ 59
3,0
59 < D ≤ 64
3,2
80 < Df
64 < D ≤ 70
Df - Diâmetro fictício sobre o conjunto cableado de condutores
D - Diâmetro fictício sob a bainha exterior
3,4
ANEXO IV
ESQUEMATIZAÇÃO DO SISTEMA DE TELECONTAGEM
CONTAGEM EM BT (SITUAÇÃO NORMAL PARA OS CLIENTES MT)
a) Instalações de 2.ª categoria com um único Transformador de potência (T)
T
kWh
TI
tlc
t
L
n/s [A]
Central
s/c [A]
b
b) Instalações de 2.ª categoria com dois Transformadores de potência (T1 e T2)
T1
TI1
L
T2
Central
kWh
n/s [A]
TS
tlc
t
b
s+s/s [A]
TI2
s/c [A]
L
n/s [A]
Quadro de contagem
CONTAGEM EM AT
TI
L
TT
t/100-110 [V]
Cela de contagem AT
Central
kWh
n/s [A]
t
s/c [A]
L
100-110 V
tlc
Legendas: T, T1, T2 – Transformadores de potência; TT – Transformador de tensão de medida;
TI – Transformador de intensidade de medida; n/s – Relação de transformação dos TI;
TS – Transformador somador de medida; s+s/s – Relação de transformação dos TS;
kWh – Contador combinado, de activa e de reactiva; s/c – Relação de transformação do
contador;
b – Ligadores BT dos transformadores de potência; t – Tomada telefónica; tlc –
Telecomunicação;
L – Ligação física entre os transformadores de medida e o contador
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